tecnología ultrasónica de la producción petrolera

tecnología ultrasónica de la producción petrolera

El complejo ultrasónico de software y hardware para la recuperación mejorada de petróleo se compone de un transductor ultrasónico de gran alcance, del software y radiadores ultrasónicos, que se alimentan a través de un cable estándar geofísico de 3 conductores.

Todo el equipo que implementa la tecnología de ultrasonido está en conformidad con el equipamiento reglamentario de los grupos geofísicos, que no es difícil a aprender por personal de grupos geofísicos reglamentarios.

La tecnología de la acción ultrasónica se representa en tratamiento de estratos colectores (en el pozo abierto, en el rango del filtro o perforación), por un campo potente ultrasónico con propósito de restauración de sus propiedades de filtración.

El tratamiento se lleva a cabo punto a punto (con una resolución de 0.5-1.0 m) de forma selectiva según el principio "perfil de aflujo - perfil de estimulación"

La preparación del pozo y del equipo no se diferencia prácticamente de los de la producción de investigaciones estándares geofísicos en el pozo.

Se asegura la integridad de la tubería de producción y de la piedra de cemento detrás de ella, el proceso del tratamiento es técnicamente y fisiológicamente seguro y puro para el medio ambiente.

No es exagerado decir que la estimulación acústica de los pozos de hoy (en la modificación ultrasónica) - es un método moderno geofísico de alta tecnología sin reactivos de la estimulación controlada y selectiva y la zona de formación del fondo del pozo para el estímulo (la recolección) y la recuperación mejorada del petróleo, que es aplicable a una amplia gama de condiciones geológicas tecnológicas de las instalaciones comerciales, con un efecto largo (hasta 2 años o más) y significativo (frecuencia múltiple), además sin destruir estratos y pozos y es ambientalmente amigable y fácil de combinar con otros métodos conocidos de la estimulación y recuperación mejorada del petróleo.

La tecnología permite sin destruir el colector petrolífero a lograr de manera eficaz la restauración de propiedades de filtración de los estratos productivos con costes temporales y materiales mínimos.

uso de la tecnología ultrasónica y la información en la ingeniería petrolera

Equipos de tratamiento de pozos operativos e inyectores para aumentar su productividad (inyectividad) y la recuperación mejorada del petróleo.


Equipos de tratamiento de filtros, tuberías, bombas y otros equipos para evitar (prevención y eliminación) la formación de parafinas y otros sedimentos de asfalto y parafina con resina.



Equipo de tratamiento de los áreas de tuberías de extracción y tuberías principales, recipientes tecnológicos para cambiar las propiedades reológicas de los crudos y productos derivados del petróleo (reducción de la viscosidad, etc.).


Equipo de procesamiento para la eliminar la tensión de soldadura residual y la vida útil de las estructuras soldadas (tanques, tuberías y plataformas petroleras, etc.).

Desarrollo de software para la modelación numérica del estrato.


ventajas competitivas de un enfoque integrado de intensificación

Parámetros de la tecnología

Característica breve

Ausencia de reactivos

No se requieren sustancias químicas caras (ácidos, disolventes, agentes de actividad superficial etc.)

Selectividad

Selectividad de acción sobre fases diferentes del medio multifásico y selectividad de extracción de componentes útiles.

Manejabilidad

Controlabilidad operativa del tiempo y de la intensidad de la exposición, de la velocidad de procesos, etc. basándose en la retroalimentación.

Indestructibilidad

Indestructibilidad del estructura del medio y "la capacidad de restablecer" el impacto con parámetros iniciales (originales).

Procesabilidad

Poco operaciones, posibilidad de automatizar la operación etc.

Facilidad

Flexibilidad, movilidad y "trabajo de artífice" de la tecnología

Combinabilidad

Posibilidad del tratamiento simultaneo (paralelo) a fases diferentes, incluso de manera combinada con métodos materiales.

Ambientalmente amigable

Tratamiento "sin daños" (convertibilidad del "efecto posterior") para el medio geológico, poco dañosa para el medio ambiente, comodidad de la producción.

Rendimiento económico


Reducción del precio de coste de la extracción

La modelación permite calcular muchas variantes de la producción petrolera.

Aumento del servicio de la vida de los equipos de fondo de pozo

La selección exacta de motores y bombas se hace en la base de modelos virtuales

Efectividad de energía

Se realiza a cuenta de selección de modos de trabajo de los equipos de fondo de pozo.

Aumento del factor de recuperación del petróleo del yacimiento

Enfoque integrado y coherente del desarrollo del yacimiento en la base de tecnologías presentadas.

plan de medidas organizativas y técnicas en los campos de petróleo y gas durante trabajos de tratamiento ultrasónico a zonas productivas de pozos

1. Preparación de medidas organizativas y técnicas

El análisis de los datos presentados por el cliente;

selección de pozos para el tratamiento acústico tomando en cuenta sus características técnicas y operativas y la dinámica de los cambios en la velocidad del flujo a partir de la fecha de puesta en marcha.

Los datos deben incluir:

- mapas de cartón,

- perfil del aflujo,

- penetrabilidad de la veta,

- parámetros técnicos y operativos de pozos,

- información sobre las operaciones de reparación y de tecnología para intensificar la producción de petróleo y de gas.

Elaboración por el cliente del plan de trabajos para el tratamiento ultrasónico al pozo y su coordinación con ejecutantes

El equipo del grupo geofísico incluye un elevador geofísico y laboratorio móvil de Geofísica, que proporciona la termometría de fondo, elaboración de patrones y referencia topográfica de inmersiones, un cable-tiro a la zona productiva de los pozos.

Preparación del elevador geofísico y cable-tiro con un cabezal geofísico pequeño (38 mm dia.).

Parámetros del cable KG-3:

- resistencia lineal del hilo R-12-15 Ω/km,

- largo del cable – 3000-5000 m.

Equipamiento del laboratorio de geofísica móvil con un cable de red de la fuente de alimentación de 3 fases, 380 V, 50 Hz (con un consumo de potencia hasta 15 kW), con un enchufe típico de tres fases y un interruptor automático de consumo máximo de corriente de hasta 25 A.

Preparación de equipos de medición para pruebas de preparación y control de los equipos del sistema tecnológico del tratamiento ultrasónico (TU) y la medición de la línea de cable. La composición del equipo de medición: oscilador maestro, osciloscopio, megaohmiómetro, voltímetro de corriente alterna.

2. Trabajos preparativos en la base de geofísicos

Transportación de equipos del sistema tecnológico del tratamiento ultrasónico (TU) a la base de los geofísicos. Modelo del equipo consta de un conjunto de del transductor de tierra y dos tipos de emisores acústicos de pozo. El peso total del equipo embalado es de 50-75 kg.

Comprobación del funcionamiento de aparatos del tratamiento ultrasónico (TU) según el manual de instrucciones, llevando el acoplamiento con aparatos del laboratorio de geofísica y con cable del elevador geofísico.

Medición de coeficientes de transmisión de cables geofísicos en el rango de frecuencias de funcionamiento del tratamiento ultrasónico (TU). Comprobación de las características limitantes del cable cuando el transductor y el transductor acústico operan mediante el cable al equivalente de la carga.

Preparación de equipos del sistema tecnológico del tratamiento ultrasónico (TU) y un equipo de geofísicos especial para salir a trabajar en pozos.

Precisión del programa de trabajos en pozos particulares,

- determinación del tiempo del tratamiento ultrasónico (TU),

- modos de emisión,

- número de estaciones y su disposición en la zona productiva.

Coordinación de trabajos con el Jefe Geólogo de explotaciones y con servicios de abastecimiento del Cliente, determinación del tiempo del inicio y finalización del tratamiento ultrasónico.

3. Trabajos preparativos y TU en los pozos

Transportación del grupo de geofísicos y del equipo del sistema tecnológico del tratamiento ultrasónico (TU) al lugar de trabajo en el pozo.

Comprobación de la preparación técnica del pozo para el tratamiento ultrasónico (TU), incluso la posibilidad de llevar la alimentación eléctrica, existencia del equipo de descenso.

Instalación del elevador geofísico y del laboratorio geofísico del transductor de tierra, del sistema tecnológico de tratamiento ultrasónico (TU) y aparatos de medición.

Mediciones geofísicas antes del tratamiento ultrasónico, incluso:

- referencia topográfica,

- termometría de fondo de la zona productiva,

- limpieza del pozo o del elevador de tubería de bombas y compresores en el trabajo con herramientas ultrasónicas del diámetro grande o pequeño.

- Conexión del equipo al circuito de toma de tierra y tendido de conexiones de cables;

- Conexión del cable de la red eléctrica;

- Control de la tensión de la red de alimentación eléctrica;

- Conexión del emisor ultrasónico a la salida del cable geofísico.

- Comprobación de la resistencia del aislamiento,

- Conexiones del cable de salida del transductor con el colector del elevador geofísico.

Conexión de alimentación eléctrica al transductor, conexión de aparatos conforme al manual de empleo.

Comprobación de la corrección de conexión, control de impedancia de la carga y funcionamiento del emisor ultrasónico.

Transportación del instrumento de pozo del tratamiento ultrasónico (TU) a la zona de producción en la estación según el programa de trabajos.

Ajuste de parámetros en el modo de emisión.

Registración de parámetros de emisión (tensión de salida del transductor de ultrasonidos, corriente de salida del transductor de ultrasonidos, lecturas del sensor de oscilaciones acústicas, modo y frecuencia de emisión) en el archivo de trabajo.

Cumplimiento del tratamiento ultrasónico (TU) según el programa coordinado.

Registración de parámetros de emisión para cada estación de trabajo.

Finalización del tratamiento ultrasónico (TU) cumpliendo el programa.

Elevación del emisor, comprobación del funcionamiento; desconexión de la red de alimentación eléctrica, desmontaje de conexiones de cables; preparación del equipo del sistema tecnológica para la transportación.

Mediciones geofísicas después del tratamiento ultrasónico (TU), incluso la termometría de fondo en la zona de producción del pozo.

Finalización del trabajo del grupo de geofísicos en el pozo.

4. Control del trabajo del pozo después del tratamiento ultrasónico.

Análisis de datos de investigaciones geofísicas después del tratamiento ultrasónico.

Evaluación de la exactitud de la instalación y de la efectividad de energía del tratamiento.

Análisis de resultados de puesta del pozo al modo y conclusión preliminar sobre la eficacia del tratamiento ultrasónico para la intensificación de extracción de petróleo y gas.

Elaboración y coordinación del programa de observaciones posteriores del funcionamiento del pozo.

Se recomienda hacer medidas una vez a la semana como mínimo durante el primer mes y mensualmente durante el año posterior.

Elaboración, formalización y coordinación del protocolo de trabajos del TU en pozos particulares y del acta de trabajos en total.

equipo para la tecnología ultrasónica de la producción petrolera

Progress-5000

Progress-5000

Transductor ultrasónico multifrecuencial




transductor ultrasónico en el casco protegido de vibraciones

panel frontal del transductor ultrasónico

interfaz del programa de mando en el modo de trabajo

característica de coordinación del transductor y del

transductor de diesel independiente para alimentar el transductor ultrasónico en condiciones de campo

Característica del transductor ultrasónico:
Tensión de alimentación, V: 400х3
Potencia del pulso, W: 15000
Frecuencia, Hz: 15000-50000
Tipo de la señal: senoidal,
modulado,
de pulsos
Sintonización automática en el amplio rango de frecuencias
Dimensiones del transductor, mm: 699х933х616
Peso del transductor: 60 kg
Largo del cable geofísico hasta 5000 m

Modelación de difusión
de la onda ultrasónica en el estrato

El cable KG3х1,50-80-150 es el tipo recomendable del cable.

Sirve para investigaciones geofísicas, trabajos de limpieza por explosión de pozos que se perforan para extraer petróleo, gas, minerales, carbón y otros minerales que se encuentran en la zona de fondo de pozo a la temperatura hasta 150 С y presión hidrostática hasta 100 MPa.

Característica breve del cable

Diámetro exterior, mm

12,4

Peso nominal, kg/km

560

Fuerza de ruptura, kN

90

Temperatura de trabajo máxima en el testero del pozo, С

hasta 150

Presión hidrostática, MPa

hasta 100

Resistencia del hilo conductor, Ω/km

no más de 25

Resistencia del aislamiento, MΩ х km

20000

Largo de construcción, km

hasta 5,0

Modelación de difusión
de la onda ultrasónica en la grieta.

Visualización del proceso
de trabajo del emisor ultrasónico.

El complejo funciona en modo manual o automático. Equipado con una pantalla LCD y una computadora para introducir parámetros de trabajo y realizar inspección visual del transductor. El transductor está disponible en la caja del estándar de 19 "protegida contra vibraciones. Todos los conectores y controles se encuentran en el panel frontal del transductor. El transductor es protegido contra rupturas de la línea, cortocircuitos en la línea de ralentí. El transductor es equipado con estabilización de la tensión de entrada. El transductor proporciona la estabilización de parámetros de salida de corriente, voltaje y frecuencia. El complejo está equipado con una función programable de los diagramas de secuencia para su uso en diferentes condiciones. El complejo hace el protocolo de las obras. Se prevé un archivo automático de protocolos en memoria de computadoras después de la finalización del ciclo de tratamiento del estrato.

El transductor se coordina para trabajar con diferentes tipos cables geofísicos y con emisores ultrasónicos. Los emisores son diseñados para trabajar a la presión de hasta 500 bar y temperatura de hasta +125°С.

Característica de emisores ultrasónicos:

Potencia de emisores de 500 a 2500 W
Dimensiones de emisores: diámetro 44 y 78 mm
Largo de 1250 a 2240 mm
Peso de emisores de 5 a 25 kg


ejemplo de implementación de equipos ultrasónicos para estimulación de la producción petrolera

resultados de la tecnología

El colector es de carbonato, poroso cavernoso (combinado), edad D3 (estrato Fo), profundidad 1789.4 – 1809.5 m, testr-50С, porosidad – 9.2%. Petróleo: densidad (en condiciones de superficie) – 0.8769 g/cm3; en condiciones del estrato – 0.8421 g/cm3; viscosidad dinámica 7.29 mPa*f.

Comentarios:

Este pozo, sometido al tratamiento acústico 25.02.2007 г. uno de los primeros de la serie de nuestros tratamientos para la Pechoraneftegas SA, es el "campeón" según la duración del efecto positivo después del tratamiento ultrasónico, que sigue durar hasta hoy acercándose a 3 años (36 meses!). Al mismo tiempo se ha obtenido un efecto estable en el colector de carbonato, y los gastos se han recuperado en 5 días del funcionamiento del pozo después del tratamiento (a cuenta de comercialización de volúmenes adicionales del petróleo). Antes del tratamiento acústico el funcionamiento del pozo se caracterizaba por la caída brusca del caudal, a pesar del conjunto de medidas geológicas y tecnológicas.

Este pozo, es el "campeón" de la serie de tratamientos ultrasónicos para la Pechoraneftegas SA, según el indicio de elevación del caudal en 4,5 veces (450%!). Al mismo tiempo el pozo se caracteriza por la estabilidad grande del funcionamiento (con algún incremento del porcentaje del contenido del agua con el correr del tiempo) y el efecto impresionante sigue siendo por 2 años.

Los resultados expuestos del pozo 1142D son típicos para la serie de pruebas en Romania en yacimientos de caudal bajo se caracterizan del hecho que después del tratamiento ultrasónico el caudal total del líquido no se ha modificado, pero el caudal del petróleo se ha incrementado en una y media (1,5) veces con decremento significante del porcentaje del contenido del agua de 60% a 30% (en 2 veces).

Comentarios:

La optimización del complejo de acompañantes investigaciones geofísicas es muy importante por razones económicas, porque el costo de estos estudios (medición de referencia por profundidad y evaluación del desempeño del pozo "antes" y "después" del tratamiento) son generalmente mucho más alto que el valor real del tratamiento con ultrasonidos. Los expuestos resultados de la investigación llevada a cabo por la empresa Weatherford (EE.UU.), acompañados por nuestros tratamientos en Rumania, muestran un sistema adecuado para la rápida evaluación de la eficacia del tratamiento por ultrasonidos y para la toma de decisiones. Nos estamos moviendo hacia la optimización del conjunto de métodos y medios técnicos y tecnologías de realizar para diferentes condiciones, así como su autonomía (junto con nuestros transductores ultrasónicos de fondo de pozo).

preparación informativa y analítica de trabajos en el pozo (cuestionario)

¡Atención! Esta tabla se expone para fines informativos, para obtener la información más detallada sobre la utilidad del cumplimiento de trabajos en su pozo se debe registrarse y llenar el cuestionario similar en el modo on-line.

Denominación del pozo
Emplazamiento del pozo
Fecha de perforación / Fecha de paro de la extracción
Si la extracción está parada – cual es el periodo o es parada constantemente
Estado
Tipo del pozo
Altitud (de la mesa del rotor) m
Profundidad del descenso de la tubería de producción m
Diámetro interno de la tubería de producción mm
Ángulo máximo de inclinación del pozo grados
A qué profundidad se encuentra el estrato petrolífero m
Espesor del estrato petrolífero en metros m
Saturación petrolera efectiva m
Intervalos de perforación a.o. m
Intervalos de perforación
Intervalos de perforación
Intervalos de perforación
Testero artificial
Profundidad del descenso del tubo de bombas y compresores m
Diámetro interno del tubo de bombas y compresores mm
CAP (compacto de agua y petróleo) inicial a.o. m
CAP (compacto de agua y petróleo) corriente a.o. m
Presión de estrato inicial atm
Presión de estrato inicial actual
Presión de fondo de pozo inicial
Presión de fondo de pozo corriente
Presión en boca de pozo Рб/Рз (inic.)
Presión en boca de pozo Рб/ Рз(corr.)
Presión en la superficie – entre la tubería de bombas y compresores y la tubería de producción - inicial atm
Presión en la superficie – corriente atm
Temperatura del estrato C
Litología e índice geológico del estrato
Tipo del espacio poroso
Porosidad %
Penetrabilidad millidarcy (mD)
Método de explotación
Diámetro del tubo de empalme mm
Nivel del líquido estático inic./corr m
Nivel del líquido dinámico inic./corr m
Caudal del líquido inic./corr. m3/día
Caudal del petróleo inic./corr. m3/día
Caudal del gas inic./corr. m3/día (x1000)
Caudal del agua inic./corr. m3/día
Contenido del agua: inic./corr. %
Factor de gas inic./corr. %
Presión de saturación atm
Densidad del petróleo en condiciones de superficie/condiciones del estrato g/cm3
Densidad del gas en condiciones de superficie g/cm3
Densidad del petróleo en condiciones del estrato/condiciones de superficie mPa x sec/mm2/sec
Contenido de parafina, masa %
Temperatura de cristalización de parafina C
Contenido de H2S, masa %
Estado corriente del pozo en servicio
Diagramas de explotación del pozo (el file se adjunta) se adjuntan
Diario gráfico del pozo (se adjunta)
Información adicional
Estado de la tubería de producción
Tipo del perforador
Cantidad de agujeros  
Diámetro de agujeros de la perforación mm
Puesta en fase de agujeros de la perforación grados
Profundidad del canal de perforación mm
Intensificación del aflujo:
a) Tratamientos con ácido sulfúrico (volumen de la solución) m3
Presión: Рi/Рf atm
b) Ruptura hidráulica del estrato (volumen de la solución)
Presión: Рi/Рf
Otros tipos de estimulación - tratamiento
Perforaciones adicionales Perforador multipropósito Modelo 105C
Cantidad de agujeros number
Diámetro de agujeros de la perforación mm
Puesta en fase de agujeros de la perforación grado
Profundidad del canal de perforación mm

¡Atención! Esta tabla se expone para fines informativos, para obtener la información más detallada sobre la utilidad del cumplimiento de trabajos en su pozo se debe registrarse y llenar el cuestionario similar en el modo on-line.

tecnologías ultrasónicas de limpieza de tuberías

un fragmento de la tubería antes del tratamiento

un fragmento de la tubería después del tratamiento

presione para aumentar

presione para aumentar

presione para aumentar

presione para aumentar

Limpieza ultrasónica de tubería

El experimento se cumplió en condiciones estacionarias del laboratorio de la Progress Industrial Systems SA el 12 de Octubre de 2011.

Lista de equipo del complejo:

  1. Herramientas ultrasónicas con centrador - 2 piezas
  2. Manguito de acoplamiento de entrada de cable y herramientas - 1 pieza
  3. Vehículo con torno de empuje y transductor ultrasónico - 1 pieza
  4. Vehículo cisterna para recoger (filtrar) agua sucia – 1 pieza
  5. Fuente de alimentación independiente + estabilizador de tensión trifásico – 1 pieza
  6. Herramientas y equipo auxiliar

Ciclo tecnológico:

  1. Se establecen accesorios de entrada del cable y de herramientas en el tubo a limpiar.
  2. Se introduce herramientas ultrasónicas en el tubo a limpiar mediante el manguito.
  3. Se conecta la manguera de recogida del agua sucia.
  4. Se suministra al tubo la solución que facilita la limpieza ultrasónica.
  5. Después de llenarse el área a limpiar del tubo se conecta las herramientas ultrasónicas y el torno de empuje (de tiro).

Características del complejo:
Potencia de la herramienta ultrasónica —2500 W. Largo máximo del área a limpiar —7000 m. Diámetro máximo del tubo a limpiar - 250 mm. La velocidad de limpieza del tubo es de 0,1 a 3 m/min.

Se puede solicitar a fabricar una herramienta ultrasónica para la limpieza de tubos de hasta 1500 mm de diámetro.

complejo de software y hardware iskender

Es diseñado en base a los métodos modernos de modelación matemática y numérica de los procesos que pasan durante el movimiento de flujos polifásicos en tubos de un pozo, canales corrientes de una bomba electro centrífuga sumergible (BEC) y en ambiente poroso de un estrato.

Modelación numérica de yacimientos de petróleo

Objetivos principales:

1. Construcción de un modelo de yacimiento de filtración (hidrodinámico).

2. Argumentación hidrodinámica, hidroquímica e infra-ultrasonora del sistema del mantenimiento de presiones de estrato (MPE).

3. Apreciación de la eficiencia de una aplicación de los métodos de aumento de estratos.

4. Repositorio de los datos del equipo de fondo de pozo, con la posibilidad de digitalización de equipos nuevos.

5. Repositorio de los datos de la historia del yacimiento para el monitoring de reservas.

6. Determinación del movimiento del fluido por medio de una modelación matemática del movimiento de trazadores en un estrato al mantener una presión de fondo de pozo.

Ventajas principales:

1. El novísimo modelo único matemático Estrato-Pozo-Bomba.

2. Bomba virtual y motor virtual (posibilidad de modelar la selección del equipo de fondo de pozo. La posibilidad de modelar los regímenes distintos del trabajo del equipo de fondo de pozo).

3. Determinación del aflujo de cada estrato para el pozo que pasa a través de algunos estratos.

4. Determinación del aflujo por toda la longitud de la parte horizontal del pozo.

5. Repositorio único de los datos de yacimientos y características de trabajo del equipo de fondo de pozo.

6. Herramienta para crear un pozo intelectual y un yacimiento intelectual.

Procesos modelados físicos:

Filtración.

Migración: traslado convectivo, hidrodispersión, transformación de composición de la solución y de la raza.

características básicas del complejo de software y hardware ISKENDER

Digitalización separada por áreas - fragmentación.
Complejo del tipo abierto - la conexión rápida de módulos nuevos.
Modelos tridimensionales.
Fisión por procesos físicos.
Cálculos paralelos.

rasgos distintivos del complejo de software y hardware ISKENDER

Modelo único numérico Estrato-Pozo-Bomba.
Modelo numérico de un motor virtual y de una bomba.
Posibilidad de detallar una solución en los fragmentos separados a la decisión simultánea en toda la esfera.
Cada fragmento de la esfera calculada tiene su red y su juego de procesos físicos y químicos.
Recuento del incertidumbre en parámetros y geometría.
Recuento de la anisotropía cualquiera de la permeabilidad del ambiente poroso.

tareas principales para la modelación numérica durante la explotación de yacimientos de petróleo

Primer Grupo
Tareas relacionadas a las medidas directas de extracción del petróleo
Construcción del modelo de filtración (hidrodinámica) del yacimiento.
Selección y optimización del trabajo del equipo de fondo de pozo.
Argumentación hidrodinámica y hidroquímica del sistema del mantenimiento de presión de estrato (MPE).
Apreciación de la eficiencia de aplicación de los métodos del aumento de la devolución petrolera de estratos.
Digitalización y la reposición de datos de historia de un yacimiento para el monitoring de reservas.

Segundo Grupo
Tareas del acompañamiento de medidas de la explotación de un yacimiento de petróleo
Apreciación de reservas de aguas subterráneas y superficiales con el fin de su uso para necesidades técnicas y bebibles.
Trabajos hidrogeológicos y geotécnicos durante la explotación de yacimientos de petróleo.
Argumentación de medidas del enterramiento (almacenamiento) de aguas paso y aguas residuales.
Planificación de medidas del tratamiento de agua.

modelación hidrodinámica del aumento de la devolución petrolera del yacimiento

 
 

determinación del aflujo por toda la longitud de la parte horizontal del pozo.

Determinación del movimiento del fluido por medio del movimiento de trazadores en el estrato al mantener de presiones de fondo de pozo.

determinación del aflujo de cada estrato para el pozo que pasa a través de algunos estratos.

complejo de software y hardware ISKENDER

La modelación matemática y numérica de los procesos difíciles de transferencia de calor y masa a la corriente de ambientes polifásicos en tubos de pozos extractores equipados con instalaciones de bombas electro centrífugas (IBEC), es un modo más eficaz y económico de investigación de tales pozos, de optimización y selección de equipos subterráneos. Además el pozo y el estrato representan un sistema único que exige una consideración de la interrelación de los procesos, que pasan en ellos, durante la solución de tareas de extracción del petróleo, de elaboración y optimización. La situación se complica aún más, si el pozo con una terminación vertical abre un yacimiento de petróleo de muchos estratos, y en este caso es necesario obtener apreciaciones de pago de los débitos de cada uno de estratos intermedios, o cuando el cuerpo horizontal del pozo inclinado-dirigido pasa a través de un estratos heterogéneo por la estructura y es necesario estimar la eficiencia del trabajo de las partes separadas del cuerpo. La solución de las tareas del análisis y optimización del trabajo del equipo de fondo de pozo puede ser más eficaz a la presencia de un repositorio multifuncional de datos de yacimientos, pozos y equipo subterráneo.
El complejo de software y hardware (CSH) ISKENDER es diseñado en base a los métodos modernos de modelación matemática y numérica de procesos que pasan al movimiento de flujos polifásicos en tubos de un pozo, canales corrientes de bombas electro centrífugas sumergibles (BEC) y ambiente poroso de la capa. En el paquete es realizado un modelo único matemático de procesos conexos de transferencia de calor y masa en el sistema "estrato-pozo-BEC". El apoyo matemático del CSH ISKENDER consta de:
1. Modelo de filtración de un corriente trifásica en un estrato de capas no uniformes en existencia de dinteles impermeables entre estratos intermedios, que permite a la distribución dada de saturaciones de las fases de agua y de petróleo contar los campos de presión y velocidades de fases en un estrato, así como una parte de débitos del líquido del estrato de cada capa productiva separada en el débito sumario del pozo.
2. Modelos matemáticos de la corriente de una mezcla trifásica en tubos del pozo inclinado dirigido y en escalones corrientes de la bomba centrífuga, los mecánicos, obtenidos en base a ecuaciones generales, los ambientes polifásicos y determinación de características de la mezcla por la sección de canales corrientes. Los modelos son sistemas difíciles multiparamétricos de ecuaciones no lineales diferenciales y toman en consideración efectos básicos que surgen en el pozo equipado con IBEC: propiedad no isométrica, tránsitos de fase, fricción, influencia de la fuerza del peso, desgasación de la fase de petróleo en el pozo, disolución del gas en el petróleo en canales de una bomba, compresibilidad de las fases, cambio de las formas estructurales de la corriente de la mezcla, inversión de fases líquidas y deslizamiento de componentes dispersivos del flujo, cambio térmico con el medio ambiente.
3. La metodología modificada semiempírica Señor P.D.Lyapkov del recuento de características del trabajo de un escalón de BEC con agua a los ambientes heterogéneos, que permite describir los procesos en una IBEC como en un sistema con parámetros distribuidos.
4. Las condiciones de la unión de modelos de procesos en fronteras de elementos separados del sistema "estrato - pozo – IBEC", que corresponden a planteamientos de tareas directas y de vuelta que surgen al cálculo de características de un ascensor mecanizado.

El CSH ISKENDER es destinado para:

  • análisis rápido de regímenes de explotación de los pozos de petróleo extractores,
  • optimización de los regímenes actuales del trabajo de las instalaciones de bombeo en pozos extractores inclinados dirigidos con una terminación vertical u horizontal por medio de regulaciones de frecuencia y conexiones de su trabajo por medio de estaciones terrestres de control,
  • soluciones de las tareas de selección óptima del equipo subterráneo al pozo,
  • especificaciones del modelo hidrodinámico del yacimiento en base a los datos recibidos de mecanismos de medida que se encuentran en la desembocadura del pozo.

Todas las tareas del paquete se deciden en base al modelo general matemático de los procesos en el sistema único "estrato-pozo-IBEC".
Los elementos básicos CSH ISKENDER son:

  • sistema de la preparación de l información inicial (preprocesador) para las tareas solucionadas en base a las bases de datos por propiedades fisicoquímicas de las fases de la producción obtenida, inclinometría de pozos inclinados dirigidos, características de los escalones de BEC, electromotores sumergibles (EMS) y separadores de gas, parámetros de filtración y de capacidad de estratos, parámetros de desgasación del petróleo etc.,
  • subsistema de control de datos introducidos y parámetros de los cálculos;
  • módulo de cómputo del paquete (procesador) que realiza el cálculo de características distintas del sistema "estrato-pozo-IBEC" (campos de presión, de contenido de agua y gas etc.) usando datos reales de extracción,
  • juego de los módulos de programa (postprocesador) para visualizar resultados de los cálculos, que permiten construir dependencias de características distintas de procesos en cada uno de los elementos separados del sistema (de un pozo, de una bomba electrocentrífuga y de un estrato), así como características integrales de la instalación de bombeo "presión-suministro", " rendimiento-suministro", " potencia-suministro" con indicación de un corriente punto de trabajo de BEC en ellos.
  • módulo de importación, sistematización, acumulación, almacenaje y gestión del repositorio de los datos tecnológicos de yacimientos,
  • módulo de importación, sistematización, acumulación, almacenaje y gestión del repositorio de propiedades fisicoquímicas de estratos y fases, obtenidas de ellos,
  • módulo de importación, sistematización, acumulación, almacenaje y gestión del repositorio de inclinometría de pozos,
  • repositorio de datos con características de trabajo del equipo subterráneo de los pozos equipados con una IBEC,
  • módulos de digitalización de características de trabajo de motores, bombas y separadores.

1. MODELO GENERAL MATEMÁTICO DE PROCESOS DEL SISTEMA "ESTRATO DE PETRÓLEO - POZO – IBEC"

Un ejemplo de descripción de la filtración bifásica en un estrato. Para el cálculo de características de un flujo bifásico de filtración en un estrato de capas no uniformes abierto por la terminación vertical del pozo inclinado dirigido, se usan las ecuaciones [1 - 3] de líquidos que no se mezclan (agua y petróleo) en los límites del acercamiento de gran escala tomando en cuenta la compresibilidad del ambiente poroso y los líquidos en el menosprecio por la fuerza del peso:

Donde es la presión, la saturación de agua y el vector de la velocidad sumaria de la filtración, – es una viscosidad, velocidad, permeabilidad relativa de fase y el coeficiente de compresibilidad de la fase i (i=1 - petróleo, i=3 - agua), K y m – es una permeabilidad absoluta y porosidad dinámica, f (S) - es la función de Bakley-Leverett (la parte del agua en un flujo sumario de filtración), – es una compresibilidad del ambiente con la fase i y el esqueleto, – es un valor de saturación de agua vinculada y máxima. El bombeo de agua se realiza sobre la superficie permeable del circuito de Гп de la alimentación. En particular, durante el análisis de los regímenes cuasifijos del trabajo de los pozos la ecuación (1) acepta el tipo divV=0. Se soluciona a las cantidades dadas de la presión sobre la superficie ГD perforada de la matanza del pozo extractor. En las fronteras de las capas, donde la permeabilidad K es absoluta sufre la ruptura del primer clase, se cumplen las condiciones de interconexión: El techo y la suela de la capa son impermeables. Si es dada la distribución de la saturación de agua S por productivo estratos intermedios, el aflujo ГD sumario de masas de la capa (el débito del pozo) y su contenido de aguase determinan como resultado de la solución de la tarea de filtración (1). Si se establece el valor en el pozo, por medio de la función de Bakley-Leverett f (S) se restablece primero el campo de la saturación, y luego se encuentra la distribución de la presión, las velocidades de la filtración de las fases en la capa y el débito del pozo ГD extractor.

La filtración tridimensional en el estrato a la terminación horizontal del pozo es descrita también por las ecuaciones (1).

La corriente de la mezcla en el pozo. Los productos que llegan de la capa, se mueve a la superficie de la tierra por los tubos del pozo inclinado dirigido. Su perfil de partes y líneas se construye por datos inclinométricas a los y es caracterizado por los cambios de las esquinas cenitales y azimutales por la profundidad del pozo. A la construcción del modelo unidimensional de la corriente trifásica de las mezclas a lo largo del eje del pozo su perfil tridimensional es sustituido por un desarrollo bidimensional en el plano con la conservación de la longitud de las partes de los tubos y la cantidad de la esquina cenital. Para el cálculo de los procesos termo hidrodinámicos que se han establecido en el pozo se usa el sistema de ecuaciones diferenciales recibidas por la analogía con [4 - 6] como resultado de premediación de las ecuaciones generales de mecánica de ambientes polifásicos por la sección ortogonal de los ejes del pozo:

Es completada con las correlaciones que vinculan las características distintas de la mezcla y las fases:

Aquí Z es la coordenada del eje espacial Oz que pasa a través de la desembocadura del pozo y que tiene el comienzo en el techo de del estrato; medios por la sección fK del canal la densidad, velocidad medida promediada, gasto de masas, contenidos verdaderos y de salida volumétricos de la fase i (índices 1 inferiores, 2 y 3 se refieren a las fases de petróleo, de gas y de agua respectivamente); P, T, p, w, G - la presión (igual a todas las fases), la temperatura, la densidad, la velocidad volumétrica y el gasto de masas de la mezcla; – son análogos del coeficiente de Zuber que toman en consideración la irregularidad de la distribución por la sección fK las velocidades de la mezcla w y las concentraciones volumétricas verdaderas de la j fase dispersiva; vj - su velocidad de la deriva; aPI, aTI – son coeficientes de ampliación térmica y la elasticidad volumétrica de la i fase; – es un valor de densidad del petróleo en condiciones de estrato ydel petróleo desgasificado en condiciones normales respectivamente; R - universal de gas constante, Zg - el coeficiente de la súper compresibilidad del gas real, Qv - llevado a la unidad del volumen de la mezcla la potencia lineal distribuido a lo largo de los tubos de bombeo (ТB) de las fuentes exteriores de calor condicionado por las pérdidas de la energía eléctrica en el cable, que alimenta IBEC; – son medios por el perímetro del canal la tensión tangencial y la densidad del flujo térmico sobre la pared del canal; J es velocidad de masas de la formación de la fase de gas a expensas de petróleo, llevado a la unidad del volumen de la mezcla; L - es calor latente de la disolución del gas en el petróleo; CH – es la concentración de masas del gas disuelto en el petróleo a la presión P es más alta de la presión PH de la saturación del petróleo por el gas; F (P/PH, T) - el coeficiente generalizado de la solubilidad del gas en el petróleo; F* - el coeficiente de la solubilidad a algún significado característico de la temperatura, – es coeficiente angular; Vo - es volumen normal del gas que se separa de la fase de petróleo a – la densidad del gas en condiciones normales, – es factor de gas de estrato del petróleo a P = P0 y la temperatura T = T0 respectivamente; – es la presión de la saturación con – son coeficientes; rK - es radio del canal (el valor k=0 corresponde a la parte 0 < z < ZЭ de cubierta del pozo más abajo del punto ZЭ de la suspensión de la instalación sumergible, k =1 - ÍКТ a ZЭ < z < Hc, Hc es coordenada de la desembocadura del pozo, r1 < r0); g es proyección del vector de la aceleración de la gravedad al eje Oz; ф (x, z) es esquina de la inclinación del perfil del pozo acerca del eje Oz. Procesos en una IBEC. El cálculo de procesos de transferencia de calor y masa durante el movimiento de la mezcla por canales ETSN y los parámetros del trabajo de los escalones separados se realiza en base al sistema de las ecuaciones diferenciales [5, 6], que generaliza el esquema discreto de D.Lyapkov y S.I. Igrevsky [7]:

Aquí m es una parte de escalones pasados por el flujo; M es el número total de escalones en el conjunto de bomba; – es gasto volumétrico, presión y rendimiento, que caracterizan el trabajo del escalón separado a la transfusión de la mezcla.

Los modelos matemáticos (2), (3) toman en consideración efectos básicos que surgen al movimiento trifásico de la mezcla en los tubos del pozo inclinado dirigido y en los escalones corrientes de la electrobomba: isotermidad, tránsitos de fase, fricción, influencia de la fuerza del peso, desgasación de la fase de petróleo en el pozo, disolución del gas en el petróleo en canales de la bomba, compresibilidad de las fases, cambio de las formas estructurales de la corriente de la mezcla, inversión de fases líquidas y deslizamiento de los componentes dispersivos del flujo, cambio térmico con medio ambiente. Las ecuaciones (2), (3) como incluyen los casos especiales la ecuación monofásica (de petróleo o de agua) y bifásico (de petróleo y gas o de petróleo y agua) los flujos en el pozo y los canales de IBEC.

A la transfusión por la bomba de los ambientes heterogéneos los parámetros del trabajo de los escalones se cambian continuamente de la recepción a lanzamiento por fuerza de la compresión y el calentamiento de la mezcla, también la disolución del gas libre en el petróleo. Los cambios que pasan además conexos de las características del flujo y los parámetros de trabajo de los escalones a lo largo del nudo de bomba son tomados en consideración por modelo (3), por eso a su realización numérica sobre cada paso de ruptura del intervalo es necesario realizar el recuento de valores .Para la definición de estos parámetros se usan las fórmulas recibidas como resultado de la modificación de la metodología del cálculo de coeficiente en relación de presión, suministro y rendimiento, introducidos por D.Lyapkov [8], donde– es suministro, presión y rendimiento del escalón en su trabajo de agua. Como han mostrado las apreciaciones especiales, en el rango de suministros relativos de regímenes laminares y turbulentos los de la corriente se puede calcular la presión a la transfusión por el escalón de la mezcla por el gasto Q y la viscosidad eficaz con un margen de error por fórmulas:

Aquí – son valores nominales de suministro, presión y rendimiento en el trabajo del escalón BEC en el régimen óptimo de agua, - es coeficiente de su rapidez, es velocidad angular del giro del terraplén de la bomba (el rotor del electromotor), v - el coeficiente de la viscosidad eficaz cinemática de la mezcla. El valor depende de concentración de fases dispersivas en el flujo y está determinado por las fórmulas [5, 6] tomando en cuenta el efecto de la inversión de las fases.

Con valores establecidos en la recepción del escalón son calculados primero los coeficientes luego están determinados los parámetros correspondientes de su trabajo sobre el agua: , suministro y presión por la curva nominal Más por medio de las correlaciones (4) ajusta las cuentas la presióndel escalón a la transfusión de la mezcla. Notaremos que a diferencia de la metodología [7, 8] el cálculo de la presión del escalón por las fórmulas (4) no exige la ejecución de las iteraciones.

Los gráficos [7] de las dependencias semiempíricas criteriales para algunos valores característicos de la presentación relativa qB por un escalón del agua construidas por P.D.Lyapkov en base al tratamiento de los datos experimentales numerosos, son presentados en fig. 1 y 2:

Para el recuento de la presión del escalón del agua a la mezcla heterogénea fuera del rango son construidas dependencias análogas (4):

Donde qBmax - es suministro relativo máximo del escalón en el agua, con el que la presión – coeficiente

El valor del rendimiento relativo durante la transfusión de la emulsión en el rango está determinado por las correlaciones [8]:

Donde –son coeficientes del rendimiento relativo del escalón a los regímenes laminares y turbulentos de la corriente de la mezcla, – ee número de Reynolds introducido por D.Lyapkov. A los números pequeños de Reynolds , cuando la aproximación (5) no trabaja, porque los valores se hacen negativos, la función se determina adicionalmente por las correlaciones:

El análisis de los resultados de los cálculos por las fórmulas (5), (6) ha mostrado que las características de los escalones distinto типоразмеров en el trabajo en la mezcla son semejantes a las características del trabajo de los escalones sobre el agua, si a la definición de los coeficientes de la presentación

El valor de la potencia N consumida por el escalón BEC a la transfusión de la emulsión, está determinada por la fórmula

– es dependencia nominal de la potencia consumida del escalón de la bomba en el trabajo sobre el agua de la densidad pB. En la metodología modificada, propuesta por nosotros, del recuento de las características del escalón del agua a la emulsión de la dependencia se establecen como funciones tabulares de suministro. .

La posibilidad del cambio del régimen del trabajo IBEC por medio de la estación terrestre de control (por ejemplo, del tipo ELEKTON) es tomada en consideración en el modelo (3) por medio de las dependencias de los parámetros del trabajo de la bomba electro centrífuga y la potencia consumida por el electromotor sumergible, de la frecuencia:

– son características del escalón y el motor de la instalación a la velocidad nominal angular del giro del terraplén del EMS, – son parámetros análogos en las fórmulas (4) - (6) a

Unión de los modelos matemáticosLas condiciones de la unión de las decisiones de los sistemas de las ecuaciones (1) y (2) vinculan las características del flujo de filtración y el flujo en la cubierta a z=0 sobre el fondo del pozo:

Las condiciones (7) permiten encontrar las características termo hidrodinámicas de la mezcla en la cubierta del pozo en la parte de su fondo hasta la coordenada zЭ de la suspensión de IBEC. Para la unión de las soluciones de los sistemas (2) y (3) a la recepción de IBEC (a la entrada en el conjunto de bomba a Z=ZЭ-0) sirven las condiciones Aquí los parámetros del flujo en el punto Z=ZЭ-0 se encuentran de la decisión de las ecuaciones (2) en la parte del pozo 0 < Z < ZЭ. Las condiciones (8) permiten solucionar las ecuaciones (3) y encontrar las características del flujo trifásico a lo largo de los escalones BEC, incluso el valor

a la salida de la bomba. Estos valores sirven como valores fronterizos para la tarea (2) a. Las condiciones correspondientes de la unión en el punto (a la entrada) tienen el tipo:

En la desembocadura del pozo a z=Hc es puesta la condición fronteriza

Donde Pуст - es la presión establecida de desembocadura. Es evidente, tal planteamiento exige la decisión de la tarea de vuelta, ya que en el caso general los valores son desconocidos. La tarea directa (1) - (9) se soluciona por el método de diferencias finales. Para la posición de la solución de la tarea de vuelta (1) - (10) se usan métodos iterativos. Los modelos numéricos correspondientes y algoritmos de cálculo de procesos del sistema "estrato-pozo-IBEC" son realizados en el CSH ISKENDER.

medios de gestión del repositorio multifuncional de datos del equipo de fondo de pozo

El sistema de información normativa de referencia del equipo de fondo de pozo proporciona almacenaje, procesamiento y representación de información constante y constante condicional sobre equipo de fondo de pozo. El sistema es destinado para mantener datos sobre equipo de fondo de pozo en el estado actual, mantenimiento de la plenitud, eliminación de faltas, el control de la integridad y consistencia de los datos. Las tareas básicas solucionadas son:

  • creación del espacio único informativo sobre equipo de fondo de pozo usado;
  • administración centralizada de los datos de información;
  • apoyo del trabajo multiusuario distribuido con las guías, incluso las subdivisiones territoriales remotas;
  • acciones rigurosamente reglamentadas de modificación de datos.

Tal acceso permite proporcionar:

  • actualidad y la veracidad de la información sobre el equipo de fondo de pozo;
  • optimización del cambio y almacenamiento de datos sobre el equipo de fondo de pozo dentro de la compañía;
  • aumento de la operatividad de los procesos de negocios que usan el sistema;
  • posibilidad de la integración con sistemas activos informativos;
  • representación uniforme de datos sobre el equipo de fondo de pozo.

El sistema de información normativa de referencia consiste de dos partes básicas:

  • base de datos (BD) para almacenar información sobre el equipo de fondo de pozo;
  • aplicación de clientes destinada para introducir, redactar y representar la información almacenada en BD sobre el equipo de fondo de pozo.

Trabajando con BD un usuario tiene un juego de funcionalidades dirigidas al almacenaje y concesión por medio de peticiones de la información sobre el equipo de fondo de pozo, usado en industria petrolero durante la extracción del petróleo. El BD almacena:

  • información sobre productores nacionales y extranjeros de equipos de fondo de pozo (por ejemplo, el ALMAZ, ALNAS, BENS, BORETS, IZHNEFTEPLAST, NOVOMET, CENTRILIFT etc.);
  • información sobre bombas electro centrífugas (nombre, características nominales del trabajo del escalón con agua, parámetros óptimos del trabajo del grado con agua, parámetros geométricos del escalón);
  • información sobre EMS (nombre, características nominales, parámetros geométricos, coeficientes de aproximación de las dependencias nominales);
  • información sobre separadores de gas (nombre, características nominales, parámetros geométricos, coeficientes aproximadas de dependencias);
  • información sobre tubos de bombas y compresores (nombre, características geométricas);
  • información sobre cubiertas (nombre, características geométricas);
  • información sobre cables para EMS (nombre, características geométricas, características de trabajo).

La aplicación de clientes representa al usuario un juego de funcionalidades, que permiten controlar datos sobre el equipo de fondo de pozo. Es apoyada una serie de las operaciones estandartizadas sobre los datos:

  • introducción de los datos en BD usando las ventanas dialógales y maestros;
  • redacción de los datos incluidos antes en las ventanas dialógales;
  • presentación de los datos incluidos antes en las ventanas dialógales.

En la aplicación de clientes son realizadas funcionalidades de introducción, redacción y presentación de diferentes datos:

  • sobre productores básicos del equipo de fondo de pozo;
  • sobre escalones de BEC (nombre, características del trabajo del escalón, sus parámetros geométricos, parámetros óptimos del trabajo del grado con agua);
  • sobre EMS (nombre, características nominales, parámetros geométricos, coeficientes de la aproximación de las dependencias nominales);
  • sobre separadores de gas (nombre, características nominales, parámetros geométricos etc.);
  • sobre los tubos de bombas y compresores (nombre, características geométricas);
  • sobre cubiertas (nombre, características geométricas);
  • sobre los cables para EMS (nombre, características geométricas, características de trabajo).

Los datos sobre las características de trabajo la mayoría de los productores presentan en forma de un juego de curvas en una figura que está en el fichero del formato gráfico. Por eso para introducir datos en BD en la composición de la aplicación de clientes son incluidos los medios especialmente elaborados de programa instrumentales, que permiten pasar la transformación correcta (digitalización) de la información gráfica en la forma tabular. La digitalización puede ser acompañada con dos modos. En el primer caso, cuando cada una de las curvas en la figura es continua, monótona y tiene su propio color, la construcción de las tablas puede cumplirse en base al reconocimiento de los gráficos por su color. En caso contrario, también cuando las curvas de las características son representadas en el dibujo por los marcadores, оцифровка se realiza con el uso de la splayn-interpolación cúbica por los puntos de apoyo, dados por el usuario.

La aplicación de clientes consta de: Los módulos de programa de la transformación en la forma tabular de las características gráficas de pasaportes "suministro – presión" y

  • "suministro – potencia" con trabajo de escalones de las bombas electro centrífugas con agua. La dependencia "suministro – rendimiento" ajusta las cuentas automáticamente según estos datos y sirve para el control de los significados recibidos tabulares.

Los módulos de digitalización de las características de EMS de trabajo nominales "potencia del arbol- rendimiento - intensidad de corriente - coeficiente del deslizamiento". Como una ilustración en fig. 3 y 4 se exponen resultados del reconocimiento de las características gráficas del motor (98) 9ED63-103М y el escalón de la bomba ETSNM5A-160 por medio de los módulos antes citados. Los ficheros que contienen las dependencias EMS gráficas de trabajo o BEC, son cargados en BD para el almacenaje constante y de programa оцифровки. Sus resultados son representados por los marcadores, cm. Fig. 3 y 4. Son mostradas en el mismo lugar las ventanas que representan los campos BD, destinado para el almacenaje y la redacción de la información de fábrica de la maquinaria concreta. En los ejemplos representados son unos parámetros nominales del trabajo de EMS, sus dimensiones máximas, valores óptimos del suministro, presión y rendimiento del escalón de BEC en el trabajo con agua etc. Todos estos datos se usan a la ejecución de los cálculos en CSH ISKENDER de los procesos en el sistema "estrato-pozo-IBEC" por medio de modelo (1) - (10).

Fig. 3. Ventana de procesamiento de características gráficas nominales
del motor (98) 9ED63-103М1

Fig. 4. Ventana de procesamiento de características gráficas nominales
del escalón de la bomba ETSNM5A-160 en el trabajo con agua

medios de visualización 2D y 3D

La parte integrante del CSH ISKENDER son módulos de programa del análisis gráfico de datos distintos iniciales y resultados de modelación numérica de procesos en el sistema "estrato-pozo-IBEC". Estos medios son destinados tanto para la preparación de los datos correspondientes para la visualización, y directamente su representación gráfica (por ejemplo, campos de presión, saturación de agua del estrato, distribuciones de la permeabilidad y porosidad etc.). En el paquete se usan ampliamente los módulos visualizadores shareware ParaView, Tecplot. Con ellos son elaborados también propios subsistemas de visualización que toman en consideración rasgos de decisiones de soluciones diferenciales de tareas sobre en una red irregular, así como del carácter tridimensional de los datos iniciales.

Algunos ejemplos de imágenes 2D y 3D son presentados en fig. 5 - 7. En la parte inferior de las figuras se representa un rango de la escala de la función representada y una paleta de color, correspondiente a ella. Fig. 5 ilustra no sólo la distribución de la presión por el área del yacimiento Muravlenkovsky a algún momento del tiempo, sino también la disposición de los pozos de extracción y de presión.

La fig. 6 muestra la distribución 2D de la saturación de agua en la sección vertical de la capa abierta por la terminación horizontal del pozo inclinado dirigido y que contiene agua activa de suelo. La Fig. 7 muestra la posibilidad de construcción de una imagen por medios del paquete ISKENDER con el uso de filtros, cuando la superficie tridimensional de la función en los alrededores escogidos circulares del cuerpo horizontal se basa no en todo el rango de valores, sino en su cierta parte. Esta herramienta es conveniente especialmente en análisis gráfico de distribuciones difíciles no estandartizadas de cantidades sobre la red de cuenta. En los dos dibujos es bien visible un cono de agua que se forma en este caso en el estrato bajo la influencia del pozo.

Fig. 5. Distribución de la presión P por el yacimiento Muravlenkovsky

Fig. 6. Campo 2D de saturación de agua en la sección vertical de la capa,
que contiene un cuerpo horizontal del pozo

Fig. 7. 3D-visualización del campo de saturación de agua en alrededores
del cuerpo horizontal del pozo

presentación de resultados de los cálculos

Examinaremos como un ejemplo resultados del análisis del régimen de explotación del trabajo del pozo inclinado dirigido del yacimiento Priobsky equipado con la IBEC. La instalación consiste de una bomba eléctrica centrífuga recogida de =300 escalones SPI D8-30, y el electromotor EDB63-117V5. El perfil del pozo construido por datos inclinométricos, es presentado en fig. 8а. El punto de la figura muestra la posición de IBEC. El pozo abre dos estratos intermedios productivos del espesor de 37 y 27 m respectivamente, entre los cuales está situado un dintel impermeable por (2) espesor de 74 m. La permeabilidad absoluta de estratos intermedios 1 y 3 es igual a 0.002 y 0.013 micrones. Durante los cálculos la cantidad de agua el gasto volumétrico del pozo por el líquido en condiciones normales Como resultado de la solución de la tarea de filtración es encontrado la presión de P3=10.2 MPa, también la contribución cada uno de estratos intermedios al débito sumario del estrato:

Los puntos calculados de trabajo en características integrales están situados fuera de la frontera izquierda de la esfera de las presentaciones óptimas de la bomba, ver. Fig. 8á. Esto testimonia la selección incorrecta de la instalación al pozo. Además la cantidad de gas a la entrada de la bomba constituye cerca de 25 % (fig. 9) que es completamente admisible para el trabajo normal de la bomba.

Fig. 8. Perfil (a) del pozo inclinado dirigido con la terminación vertical y los puntos de trabajo de la bomba eléctrica SPI D8-30-1450 en curvas integrales (b) de presión HЭ, potencia NЭ y rendimiento

La Fig. 9 muestra distribuciones típicas de algunas funciones buscadas del flujo de gas y petróleo y agua trifásico a lo largo del cuerpo del pozo. Como se ve en la figura, al movimiento de la mezcla en los canales de BEC por el aumento considerable de la presión hay una disolución completa de la fase libre de gas en el petróleo que se ha formado sobre el fondo del pozo. En el campo de la corriente bifásica la distribución de la presión P tiene un carácter prácticamente lineal, y la modificación de la temperatura T está determinada en general por la modificación térmica de la emulsión moviente de petróleo y agua con los circunstantes el pozo por las rocas. Además el cambio del contenido de agua verdadero en el flujo ocurre a consecuencia de los efectos de la compresibilidad y la ampliación térmica del petróleo y el agua, y la cantidad regresa al valor inicial

Fig. 9. Distribuciones de la presión P, temperatura T,
contenidos de gas y de agua verdaderos volumétricos и a lo largo del cuerpo del pozo

La desgasación repetida comienza en la tubería de bombas y compresores a la profundidad de 820 m, cuando la presión P se hace menos de presiones PH (T) de la saturación del petróleo por el gas. Con el descenso ulterior de la presión en el pozo por fuerza de una alta temperatura de la producción la saturación de gas crece rápidamente, alcanzando en la desembocadura casi 75 %. Con el aumento verdadero del contenido de gas en un flujo de tres fases la intensidad del enfriamiento de la mezcla se aumenta, ya que la parte de la energía es gastada a la formación de la fase de gas. Por este efecto son condicionados los cambios del carácter de la curva de temperatura, bien visible en fig. 9. Con cuando por la presencia del gas en el flujo la densidad de la mezcla p en BEC se disminuye visiblemente, se cambia el carácter de la dependencia de la presión P (z) - ella se hace no lineal. Subrayamos que realizando un análisis rápido de eficiencia del trabajo del sistema "estrato-pozo-IBEC", CSH ISKENDER permite solucionar tareas de optimización de regímenes corrientes de explotación de los pozos extractores a expensas de control de frecuencia por medio de estaciones de control terrestres, así como realizar la selección racional de IBEC para los pozos de regímenes tecnológicos establecidos de su trabajo.

Bibliografía:

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  3. 3.   Chekalin A.N., Kónuyjov V.М, Kosterin A.V. Filtración bifasica multicomponente en capas de petróleo de estructura difícil. - Kazán: Editorial de Universidad Estatal de Kazan, 2009.
  4. 4.   Pudovkin M. A, Salamatin A.N., Chugunov V. A. Procesos de temperatura en pozos activos. Kazán: Editorial de Universidad Estatal de Kazan, 1977.
  5. 5.   Salamatin A.N. Modelos matemáticos de flujos dispersivos. Kazán: Editorial de Universidad Estatal de Kazan, 1987.
  6. 6.   Kónuyjov V.М, Flujos dispersivos en pozos de petróleo. Kazán: Editorial de Universidad Estatal de Kazan, 1990.
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  8. 8.   Lyapkov P.D. Método del recuento de características de una bomba centrífuga sumergible del agua a emulsión// Neftyanoye Jozyaystvo, No. 5. 1979. p. 38-40.
  9. 9.   Mischenko I.T. Extracción del petróleo de pozo. Material didáctico para escuelas superiores. Edición 2. rev. М: Editorial "Neft y Gas" I.M.Gubkin Universidad Rusa de Petróleo y Gas, 2007.

recuperación de yacimientos de petróleo

Tareas principales:

aumento de devolución petrolera de estratos.

aumento de extracción del petróleo de pozos.

determinación del trabajo racional de pozos de presión.


Aumento de una devolución petrolera de estratos. Aplicación de tecnologías innovadoras:

1. Optimización de sistemas del mantenimiento de presión de estratos (MPE).

Métodos:

- determinación de dirección y de intensidad de cantidad de agua por medio de lanzamiento de trazadores en pozos de presión.

- modelación hidrodinámica.

- inundación cíclica.

Aumento de la devolución petrolera del estrato.

Determinación de la dirección y la intensidad de inundación por medio del lanzamiento de trazadores en pozos de presión.

Inundación cíclica

La explotación racional de reservas del petróleo puede ser cumplida por el aumento de la cobertura con inundación por medio del cambio de flujos de filtración y el aumento de la cobertura del estrato por el espesor por la cuenta de incorporación de las fuerzas elásticas del estrato en el trabajo.

Los índices de producción básicos por un área de prueba del yacimiento la región Yamalo-Nenets.

El aumento de la extracción del petróleo en comparación a la extracción básica en el área №... ha constituido 15 % en periodo del 2do, 3er trimestre de 2009 hasta el 2do ,3er trimestre del 2010, además en total por el área se consiguió bajar la inundación a 2,4%, la inundación media es de 95,1%.

(inundación en el área de pruebas constituía de 97,2 %, la velocidad de crecimiento de la inundación en 2008 es de 1 %).

Determinación del trabajo racional de pozos de presión.

Fragmento del mapa de isóbaras y selecciones corrientes en los alrededores del pozo 1115

Tal pozo, a través de que es oportuno cesar el influjo de agua.

Aumento de la extracción del petróleo del pozo. Selección y optimización del trabajo del equipo de fondo de pozo. Creación de un repositorio de datos con características de trabajo del equipo de fondo de pozo.

Resultado:

- aumento de extracción del petróleo,

- reducción del precio del coste de extracción del petróleo,

- prevención de desgasación del fluido en estratos (de ese modo el aumento del aflujo al pozo),

- aumento de la vida de servicio del equipo de fondo de pozo a 100 %.

Creación del repositorio de datos del equipo de fondo de pozo.

Etapas del trabajo.

1.Contrato.

2. Recolección de datos generales sobre el yacimiento.

Resultado: Especificaciones.

3. Inspección del yacimiento. Recolección de datos necesarios. Perfeccionamiento y coordinación de la especificación general. Evaluación del coste de cada etapa.

4. Organización y realización de la recuperación de productividad del yacimiento de petróleo.

Registro

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