Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 - Обзор техники и технологии газлифтного способа эксплуатации скважин и математических моделей промысловых газожидкостных подъёмников 10
1.1. Общие сведения о газлифтном способе эксплуатации 10
1.2. Технологии газлифта 17
1.3. Модели газожидкостных потоков 31
1.4. Методики расчёта газожидкостных подъёмников 35
Выводы 46
Глава 2 - Моделирование процессов в скважинах, эксплуатируемых периодическим газлифтом, с использованием системы нелинейных уравнений 47
2.1. Постановка задачи 49
2.2. Моделирование 50
2.2.1. Этап заполнения газом кольцевого пространства скважины и продавливания жидкости из него 51
2.2.2. Этап подъёма жидкости в НКТ 60
2.2.3. Этап выброса жидкости из НКТ 67
2.2.4. Этапстекания 69
2.2.5. Этап восстановления и накопления жидкости до расчётного уровня 72
2.3. Методика расчёта давлений на заданной глубине скважины 74
2.3.1. Методика расчёта давления на заданной глубине в кольцевом пространстве скважины (PLe) 75
2.3.2. Методика расчёта давления на заданной глубине в НКТ скважины (pte) 80
Выводы 89
Глава 3 - Моделирование процессов в скважине с использованием системы дифференциальных уравнений в частных производных при эксплуатации периодическим газлифтом 90
3.1. Постановка задачи 90
3.2. Математическое описание процессов с использованием системы дифференциальных уравнений в частных производных 91
3.2.1. Моделирование с приведением переменных к безразмерному виду 92
3.2.2. Моделирование без применения процедуры приведения переменных к безразмерному виду 100
3.2.2.1. Моделирование движения газа и жидкости в кольцевом пространстве скважины 104
3.2.2.2. Моделирование движения газа и жидкости в НКТ 112
Выводы 124
Глава 4 - Определение режимов работы скважин, эксплуатируемых периодическим газлифтом 125
4.1. Программный пакет и его применение в единой системе управления газлифтом 125
4.2. Определение эффективности перевода газлифтных скважин на периодический режим на
примере месторождения Белый Тигр 136
Выводы 143
Заключение 144
Литература
- Общие сведения о газлифтном способе эксплуатации
- Постановка задачи
- Математическое описание процессов с использованием системы дифференциальных уравнений в частных производных
- Программный пакет и его применение в единой системе управления газлифтом
Введение к работе
Актуальность темы диссертационной работы
Развитие нефтяной промышленности России в последние годы происходит на фоне заметного ухудшения структуры запасов нефти, что в основном связано со значительной выработкой многих уникальных и крупных высокопродуктивных месторождений и их высокой обводнённостью, а также с открытием и вводом в разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.
Моделирование и управление режимами работы промысловых газожидкостных подъёмников является одной из сложных и актуальных задач нефтепромысловой практики, особенно в настоящее время, когда на многих месторождениях мира ставится вопрос об увеличении эффективности их работы.
Одним из механизированных способов эксплуатации нефтяных скважин является газлифт. Для эффективной эксплуатации скважин газлифтным способом необходимо решать актуальные задачи расчёта режимных параметров газлифтных скважин.
Методики расчёта режимных параметров промысловых газожидкостных подъёмников, применяемые в настоящее время, базируются на анализе и обобщении лабораторных и промысловых исследований. Использование их при изменяющихся геолого-технических условиях и свойствах жидкостей часто приводит к существенным ошибкам, сводящим на нет преимущества газлифтного способа эксплуатации скважин. Кроме того, динамические характеристики существующих математических моделей обсуждаемого объекта не позволяют применять их в контуре оперативного управления процессами в газлифтных скважинах.
Таким образом, целесообразно создать методику расчёта, основанную на математическом моделировании процессов в скважине при газлифте, а также программный модуль, интегрируемый в единую систему управления скважинами, позволяющий эффективно управлять добычей нефти при газлифтной эксплуатации.
Цель диссертационной работы заключается в моделировании и разработке алгоритмов, описывающих процессы в газлифтных скважинах, а также методики расчёта режимов их работы, обеспечивающей эффективное управление добычей нефти.
Для достижения поставленной цели должны быть решены следующие основные задачи:
1.Анализ техники и технологии газлифтного способа эксплуатации скважин с целью совершенствования математических моделей движения газожидкостной смеси в трубах: анализ применяемых технологий газлифта; анализ существующих моделей газожидкостных потоков, используемых при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений; анализ используемых методик расчёта движения смеси в промысловых газожидкостных подъёмниках.
2.Разработка усовершенствованной математической модели процессов в скважине при эксплуатации периодическим газлифтом: - постановка задачи моделирования, выбор компоновки скважины; - определение этапов процесса для моделирования, формулировка условий перехода между этапами; выбор метода для численного решения задачи; разработка компьютерной программы.
3.Разработка улучшенной математической модели процессов в скважине с использованием системы дифференциальных уравнений в частных производных при эксплуатации периодическим газлифтом для компьютерного моделирования. постановка задачи моделирования, выбор компоновки скважины; определение допущений при моделировании; определение этапов процесса и участков для моделирования; выбор метода для численного решения задачи, определение начальных и граничных условий; разработка компьютерной программы.
4.Разработка методики выбора режима работы при управлении газлифтной скважиной: - разработка алгоритма определения режима работы скважины, характеризующегося минимальным удельным расходом газа при заданном дебите жидкости; - определение режима работы скважины, характеризующегося максимальным дебитом жидкости при допустимом удельном расходе газа; разработка программного пакета; интеграция программного пакета в систему управления газлифтными скважинами, обеспечение возможности взаимодействия со SCADA-системами.
Научная новизна
1.Предложена усовершенствованная математическая модель периодического газлифта, позволяющая учесть работу пласта на этапах продавливания, подъёма и выброса жидкости из НКТ, сформулированы условия перехода между этапами процесса.
2.Предложен способ численного решения системы дифференциальных уравнений в частных производных для поставленной задачи выбора эффективных режимов работы и оборудования при эксплуатации скважин периодическим газлифтом. Сформулированы начальные и граничные условия, а также решена проблема «стыковки» сеток на границе газ-жидкость.
3.Разработана новая методика решения задач выбора эффективного режима работы скважин, эксплуатируемых периодическим газлифтным способом, с использованием улучшенной динамической математической модели процессов движения газожидкостного потока в скважине.
На основе новых научных положений разработан программный пакет для решения задач выбора эффективных режимов работы периодических газлифтных скважин, обладающий удобным интерфейсом, аналитическим инструментарием и позволяющий осуществлять обмен данными со SCADA- системами.
Методы исследований базируются на использовании физических законов движения газожидкостных смесей при стационарных и нестационарных режимах, теории численных методов.
Практическая ценность
Разработаны методика и алгоритмы для моделирования и управления режимами работы газлифтных скважин. Разработан программный пакет для компьютерного моделирования режимов работы газлифтных скважин, интегрируемый со SCADA-системами. Использование программного пакета в единой системе управления газлифтом позволяет повысить эффективность эксплуатации скважин, увеличить добычу нефти, сократить расход компримированного газа, уменьшить энергозатраты.
Достоверность полученных результатов обеспечивается исходными теоретическими, методологическими и практическими данными исследований и подтверждается использованием современных методов, источников по теме диссертации, апробацией результатов, исследованием функционирования разработанных методик и алгоритмов, данными предыдущих исследований.
Апробация работы
Основные положения и результаты диссертации докладывались на:
Первой московской межвузовской научно-практической конференции «Студенческая наука» — г.Москва, 2006г. V всероссийской научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых учёных «Молодежь и современные информационные технологии» - г.Томск, 2007г. XI международной научно-практической конференции «Повышение нефтегазоотдачи пластов и интенсификация добычи нефти и газа» -г.Москва, 2007г.
Седьмой всероссийской научно-технической конференции молодых учёных, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» - г.Москва, 2007г.
Второй московской межвузовской научно-практической конференции «Студенческая наука» - г.Москва, 2008г. VIII всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» — г.Москва, 2010г.
Публикации
По результатам выполненных исследований опубликовано 9 печатных работ, в том числе 3 статьи в российских журналах, рекомендованных ВАК и 1 научно-технический обзор.
Структура, объём и содержание работы
Диссертация состоит из введения, четырёх глав, заключения и списка литературы. Работа изложена на 155 страницах машинописного текста, список литературы включает 109 наименований.
Во введении диссертации представлена актуальность темы, формируются цели и задачи работы, определена практическая ценность работы.
В первой главе приведена история развития газлифтного способа эксплуатации, описание технологии газлифта, приведён обзор моделей газожидкостных потоков, методик расчётов движения смеси в промысловых газожидкостных подъёмниках, определены основные трудности при разработке методик расчёта режимов работы газлифтных скважин на современном этапе развития, а также поставлена задача исследований, выполненных в настоящей диссертации.
Во второй главе приведены постановка задачи и модель процессов в скважине при эксплуатации периодическим газлифтом с использованием системы нелинейных уравнений. Предложены методики расчёта давлений на заданной глубине в кольцевом пространстве и в НКТ с учётом потерь на трение при движении жидкости и газа на базе разработанной модели.
В третьей главе проводится моделирование процессов в скважине с использованием дифференциальных уравнений в частных производных (уравнения движения (моментов импульсов) и уравнения сохранения массы) при эксплуатации скважины периодическим газлифтом; показан способ решения с помощью метода характеристик, предложен способ стыковки сеток при переходе между этапами процесса.
В четвертой главе описан созданный автором программный пакет. Представлены результаты решения задачи по определению эффективности перевода газлифтных скважин месторождения Белый Тигр на периодический газлифт.
Общие сведения о газлифтном способе эксплуатации
Развитие нефтяной промышленности России в последние годы характеризуется значительной выработкой многих уникальных и крупных высокопродуктивных месторождений. Одним из основных направлений технического прогресса в нефтяной промышленности является повышение технико-экономических показателей механизированных способов добычи нефти и, в том числе, газлифтным способом эксплуатации.
Сущность газлифтного способа эксплуатации скважин заключается во введении в поток жидкости дополнительного газа для уменьшения средней плотности газожидкостной смеси и обеспечения ее выноса на поверхность [35].
Принцип разгазирования столба жидкости для её подъёма на поверхность впервые был использован в Венгрии ещё в 18 веке для откачки эрлифтом (в качестве рабочего агента использовался воздух) воды из обводнённых шахт. В 1864 году компрессорная эрлифтная нефтедобыча применялась в небольших масштабах на нефтепромыслах Пенсильвании (США) [56, 98].
В 70-х годах XIX в. В.Г. Шухов предложил компрессорный способ добычи нефти из скважин, при котором сжатый воздух использовался для подъёма нефти (эрлифт).
Эрлифтный способ эксплуатации нефтяных скважин оказался крайне взрывоопасен, так как при взаимодействии сжатого воздуха с нефтяным газом происходит образование гремучей смеси.
В России эрлифт был впервые осуществлен на нефтяных промыслах в Баку в 1897 г. по предложению инженера В.Г. Шухова. В 1924 г. в США Флечер (H.Fletcher) патентует "плунжерный лифт". Способ использования пластовой энергии природного газа для подъема жидкости из скважин, предложенный в 1914 г. профессором Тихвинским и получивший впоследствии название "бескомпрессорный газлифт", был впервые опробован в 1924 г. в Сураханском районе. Однако в промышленности он нашел применение только с 1953 г. Замена воздуха газом в качестве рабочего агента в 1925 г. способствовали развитию в конце 20-х годов прошлого столетия одной из модификаций газлифтного способа добычи нефти (рис. 1.1) - периодического газлифта. Вскоре началось применение периодического газлифта с автоматическим управлением работой скважин, внедряется насос (лифт) замещения [25, 85, 86].
Периодический газлифт развивался разными темпами в зарубежной нефтяной промышленности и в СССР, где первые попытки его внедрения на промыслах Азербайджана относятся к началу 30-х годов. Исследования велись отдельными исследователями и инженерами. Например, B.C. Меликов [52], Н.Р. Абасов, предлагали автоматы для периодического нагнетания и отсечки воздуха на устье скважин. В 1936 г. в Тресте "Малгобекнефть" впервые была испытана установка плунжерного лифта, изготовленная по образцу аналогичной американской установки.
Основной период технического развития этого способа в США и западноевропейских странах приходится на время второй мировой войны [98]. Для отрасли необходимы были клапана, способные работать при сложных режимах эксплуатации скважин, над разработкой таких клапанов сконцентрировали свои усилия изготовители газлифтного оборудования. В США и в Европе начинают выпускать различные виды газомоторных компрессоров, устанавливаемых на салазках, которые не требуют фундамента и зданий, не нуждаются в постоянном присутствии обслуживающего персонала. Разработка газлифтных клапанов, новой автоматики, пакеров и прочего оборудования позволило получить новые типы установок периодического газлифта. За период с 1929 по 1945гг. было запатентовано около 25000 различных клапанов. Увеличение темпов отбора и централизованное регулирование добычи вызвали эволюцию клапанов.
По ряду причин за период с 1940 по 1968 гг. добыча нефти газлифтным способом на территории нашей страны существенно сократилась, её удельный вес в общем балансе добычи снизился почти в 21 раз. На резкий спад уровня газлифтной добычи нефти повлиял ряд факторов, например, организация в конце 40-х годов реконструкции штангового глубиннонасосного хозяйства, что позволило увеличить возможности добычи этим способом. В начале 50-х годов активно внедряются методы поддержания пластового давления на новых месторождениях, расширяется применение электроцентробежных насосов, что также отодвинуло на второй план вопросы выбора рациональных способов подъёма жидкости. Стоит обратить внимание на тот факт, что в нашей стране техника и технология компрессорной эксплуатации скважин в значительной мере отставали от уровня развития мировой техники в этой области. В основном применялась одна разновидность способа - непрерывный эрлифт с оборудованием самой простейшей конструкции без использования пусковых и рабочих клапанов. Периодический газлифт и его модификации - плунжерный лифт и лифт замещения, обеспечивающие резкое снижение энергозатрат, - не получили распространения, хотя опыт применения плунжерного лифта уже был в 1941 г. в Азербайджане работало 150 скважин с применением этого способа.
В результате недостаточного развития технологий газлифта в нашей стране и отсутствия объективной оценки создавшегося положения,- многие специалисты стали считать газлифтный способ добычи нефти бесперспективным. Всё это привело к тому, что были полностью прекращены все теоретические, экспериментальные и проектно-конструкторские работы по дальнейшему совершенствованию этого способа, по существу он был законсервирован приблизительно в начале 40-х годов.
Постановка задачи
При эксплуатации скважины периодическим газлифтом с отсечкой газа на устье или на башмаке жидкость и газ поднимаются на поверхность через разные виды оборудования. Гидравлическими элементами системы могут являться: НКТ, кольцевое пространство, выкидная линия и др. Так как эти элементы гидравлически связаны между собой, моделирование работы ПГП нужно производить с учётом взаимодействия основных гидравлических элементов.
В настоящей главе диссертации рассматривается моделирование процессов в скважине с использованием системы нелинейных уравнений, применяя математическую модель процессов [33,90], происходящих в газлифтной скважине, представляющей собой систему из двух уравнений: уравнение баланса давлений в кольцевом пространстве и в НКТ, уравнение баланса расходов в кольцевом пространстве и в НКТ.
Такие уравнения записываются для некоторых балансных точек (линий) в ПГП, основываясь на уравнениях неразрывности и энергии, приведенных в первой главе. Вывод этих уравнений был сделан [33,90] при условии учёта потерь на трение раздельно для каждой фазы на участке её движения.
Задача моделирования заключается в том, чтобы на каждый момент времени / рассчитать значения скоростей газа и жидкости в кольцевом пространстве и НКТ (vks , vkn , vtR , vtn ), величины длин столбов газа и жидкости в кольцевом пространстве и в НКТ (LkR , Ьы , Llf, , Lm ), величины давлений, величину дебита жидкости, а также величину удельного расхода газа, что в результате позволит исследовать режимы работы газлифтной скважины, решать некоторые задачи проектирования и управления газлифтными скважинами.
При моделировании принимаются следующие допущения: V газожидкостная смесь в ПГП имеет пробковую структуру, V величины скоростей, давлений, плотностей газа и жидкости, а также другие параметры соответствующих потоков в кольцевом пространстве и в НКТ принимаются средними по каждому сечению соответствующего канала, V процесс работы скважины примем изотермическим, V процесс выброса пробки прекращается при равенстве объёма пробки расчётной величине утечки. Для моделирования выделим следующие этапы процесса: 1. этап заполнения газом кольцевого пространства скважины и продавливания жидкости из него; 2. этап продвижения жидкости в ЫКТ; 3. этап выброса жидкости из НКТ; 4. этап стекания невыброшенной жидкости, т.н. утечки; 5. этап восстановления и накопления жидкости до расчётного уровня (до момента включения подачи газа).
Перечисленные этапы повторяются с периодичностью, определяемой временем одного цикла процесса - Тц. В настоящей главе процесс моделируется на множестве /=7.. Тц последовательных отрезков времени.
Динамика процесса при моделировании реализуется сменой стационарных состояний. Для каждого шага моделирования граничные и начальные условия процесса, в том числе давление в точке выброса жидкости из НКТ, давление в точке инжекции газа, пластовые характеристики, температура и свойства газожидкостной смеси считаются постоянными. Если на каком-либо шаге происходит изменение граничного условия, например, скачок давления или увеличение объёма подачи газа, то уже на следующем шаге процесс рассматривается как установившийся. Такой подход для моделирования процессов в газлифтных скважинах впервые был опубликован в работе [33]. Однако, как любое новшество, это достижение требует многократного и глубокого исследования и усовершенствования для каждого конкретного случая применения такого подхода. С этой целью в настоящей работе проведено численное моделирование процессов в газлифтной скважине.
В первый момент этапа открывается кран и начинается закачивание газа в кольцевое пространство скважины. Давление в верхней точке кольцевого пространства постепенно увеличивается. Длина жидкостного столба в кольцевом пространстве L/щ уменьшается - часть жидкости уходит в НКТ (Ltn увеличивается), а другая часть жидкости уходит в пласт, если уровень был статическим. Если уровень был значительно ниже статического, то поступление жидкости из пласта будет продолжаться и при продавливании жидкости из кольцевого пространства скважины.
Особенности решения Применяемые для моделирования в настоящей главе соотношения представляют собой систему нелинейных уравнений. Для решения такой системы применяется приближённый метод. Суть приближения состоит в том, что часть величин, зависящих от каких-либо параметров на текущем шаге моделирования (/), рассчитываются в зависимости от значений этих параметров на предыдущем шаге моделирования (i-l). Этот принцип применяется и на других расчётных этапах.
Математическое описание процессов с использованием системы дифференциальных уравнений в частных производных
Для удобства просмотра графических отчётов любые зависимости могут быть отображены или скрыты с помощью выделения или снятия выделения необходимого компонента в перечне, имеющемся под графиками.
Использование реализации расчётного алгоритма на ЭВМ при решении дифференциальных уравнений в частных производных обеспечивает возможность задания необходимой точности расчёта (шага сетки характеристик), а так же возможность замыкания системы уравнений, состоящей из уравнений сохранения массы и движения, пересчётом величин (таких как плотность газа, коэффициент гидравлического сопротивления, коэффициент сверхсжимаемости, число Рейнольдса и пр.), зависящих от текущих значений искомых параметров.
Для использования изложенных во второй главе диссертации методик расчёта используется вкладка «Эмпирические формулы» основного окна программы. В содержимом вкладки (рисунок 4.1.3) отображаются результаты расчёта.
Наряду с расчётом информационно-значимых параметров процесса эксплуатации скважины, в окне графиков (рисунок 4.1.6) отображаются параметры давления и скорости сред в каждый момент времени.
Для управления процессом численного моделирования и наглядности детального отслеживания параметров на каждой итерации в панели «управление» внизу основного окна программы установлены флаги: «по шагам» - осуществляет приостановку расчетного алгоритма после вычисления и отображения результатов каждой итерации «по этапам» - осуществляет приостановку алгоритма после расчета параметров по окончании каждого выделенного этапа процесса.
Узлы расчётной сетки характеристик (рисунок 3.3.) в программе представлены несколькими двумерными массивами, в которые записываются рассчитанные значения параметров процесса. Столбцы массива соответствуют отсчетам по глубине скважины, строки - шагам по времени. Массивы со всеми полученными в результате моделирования значениями отображаются в отчёте (рисунок 4.1.4.), представленном в виде электронной таблицы FlBook. В заголовках столбцов компонента указаны значения глубин, а в заголовках строк - моменты времени, которым соответствуют значения тех или иных параметров процесса. Страницы компонента FlBook соответствуют следующим параметрам: давление в кольцевом пространстве скважины, объёмная скорость в кольцевом пространстве скважины, давление в НКТ, объёмная скорость в НКТ, плотность газа/жидкости в кольцевом пространстве, плотность газа/жидкости в НКТ, коэффициент сверхсжимаемости, число Рейнольдса, коэффициент гидравлического сопротивления при движении газа и жидкости в кольцевом пространстве, коэффициент гидравлического сопротивления при движении газа и жидкости в НКТ.
Таким образом, эффективность использования предлагаемого программного пакета заключается в возможностях: 1. своевременно и полно информировать оператора о режиме эксплуатации скважины, вариантах его изменения;
2. минимизировать временные и финансовые затраты на поддержание технологического процесса.
Белый Тигр является наиболее крупным нефтяным месторождением на шельфе Вьетнама. Разработку его осуществляет СП «Вьетсовпетро», созданное Межправительственным Соглашением между СССР и СРВ «Об учреждении советско-вьетнамского предприятия по проведению геологической разведки и добыче нефти и газа на континентальном шельфе СРВ 19 июня 1981 года. Правопреемником СССР по соглашению является Россия.
Месторождение Белый Тигр расположено в пределах континентального шельфа юга Вьетнама в 100 километрах от берега и в 120 километрах к юго-востоку от порта Вунгтау, где размещена производственная база СП «Вьетсовпетро»
Глубина моря в пределах месторождения около 50 м. На месторождении сооружены центральные технологические платформы, морские стационарные платформы и блок-кондукторы. Сбор и транспорт нефти с добывающих скважин осуществляется по подводным нефтепроводам к двум установкам беспричального налива. Добываемый попутный газ с месторождения по газопроводу поступает на берег на электростанцию г.Бариа. Месторождение обустроено системой водоводов для поддержания пластового давления, кроме того, на всех морских стационарных платформах имеются локальные установки поддержания пластового давления, обустроена газлифтная система эксплуатации скважин.
По результатам расчётов видно, что для скважин №№27, 28, 1013 при изменении режима эксплуатации скважин на периодический газлифт возможно увеличение дебита. Однако, для скважины №27, 28 при переводе их на периодический газлифт увеличится удельный расход газа, а для скважины №1013 имеет место уменьшение удельного расхода газа для периодического газлифта с отсечкой газа на башмаке скважины. При переводе на периодический газлифт скважины №605 уменьшается дебит и увеличивается удельный расход газа. Таким образом, перевод скважины №605 на периодический газлифт является нецелесообразным.
Программный пакет и его применение в единой системе управления газлифтом
Для исследования режимов работы скважины, эксплуатируемой газлифтным способом, в среде Delphi компании Borland разработан программный пакет, используя методики, описанные во второй и третьей главах.
Функции программного пакета: управляющие - выработка и реализация управляющих воздействий на скважину; информационные - сбор, обработка и представление информации о состоянии скважины оперативному персоналу или передача этой информации для последующей обработки (централизованный контроль и измерение технологических параметров, косвенное измерение параметров процесса, формирование и выдача данных оперативному персоналу, подготовка и передача информации в смежные системы управления месторождением, обобщенная оценка и прогноз состояния скважины и её оборудования); контрольные - контроль за функционированием скважины (режимом эксплуатации).
Предлагается включить этот программный пакет в цепь управления процессом эксплуатацией газлифтных скважин, что позволит оперативно рассчитывать параметры для выбора эффективного режима эксплуатации, а также даст возможность визуализировать на экране оператора происходящие в скважине процессы.
Таким образом, оператор будет иметь возможность в реальном времени получать советы по корректировке регулируемых параметров процесса для эксплуатации скважины на заданном режиме или пересчитать и получить новые значения регулируемых параметров в случае необходимости изменения режима эксплуатации.
Критерием управления могут быть технико-экономические показатели (себестоимость добываемой нефти, производительность скважины), либо технологические показатели (параметры процесса).
Интерфейс программного пакета позволяет на схеме скважины наблюдать динамику процессов в газлифтном подъёмнике при расчётах. Предусмотрена возможность построения зависимостей основных параметров процесса от времени как во время моделирования, так и после расчёта. Имеется возможность строить зависимости различных параметров друг от друга для анализа. Основные параметры процесса после окончания соответствующего этапа периодического газлифта фиксируются в основном окне программы во время моделирования. В программном пакете реализовано специальное окно, где имеется возможность наблюдать изменения значений параметров процесса во времени при проведении расчётов эксплуатации скважины.
Для удобства пользователя, в программе реализовано окно ввода (рис. 4.1.2.) начальных данных для расчёта режима работы скважины. Программный пакет автоматически определяет допустимость вводимых пользователем данных. Кроме того, программа позволяет указать: месторождение - наименование месторождения; район - наименование территории; подтверждение на регулирование - возможность установить взаимодействие с SCADA системой; режимный дебит - указывается для выбора режима эксплуатации, а также для срабатывания сигнала предупреждения (аларминга) в случае взаимодействия с SCADA системой; режим работы - выбирается из списка возможных режимов эксплуатации; пороговые значения, минимальные и максимальные значения параметров - значения параметров контроля, при достижении которых системой будет выдаваться сигнал предупреждения при взаимодействии с SCADA системой.
Таким образом, окна разработаны и размещены в удобной последовательности, которая позволяет быстро и эффективно ориентироваться при работе с программным пакетом, получая необходимые сведения.
Интерфейс программы позволяет производить выбор между методиками расчётов. Для наглядности процесса расчёта во времени в программе установлен таймер, который осуществляет задержку перехода от одной итерации во времени к другой. На каждом временном шаге осуществляется расчёт значений параметров по глубине скважины в кольцевом пространстве и в НКТ и отображение результатов расчёта на графиках и в отчётах.
Основное окно программы содержит необходимые элементы управления для расчётов, а также интерактивную схему скважины (рассчитываемые параметры отображаются в реальном времени).
Программный пакет предусматривает возможность установить расчёт по шагам, что позволяет производить детальный анализ процесса.
Графики зависимостей расчётных параметров отображаются по глубине (на текущий момент времени или на любой другой момент, выбранный с помощью элемента прокрутки) и во времени (на устье скважины или на другой глубине, выбранной с помощью элемента прокрутки).
