WWW.NET.KNIGI-X.RU
БЕСПЛАТНАЯ  ИНТЕРНЕТ  БИБЛИОТЕКА - Интернет ресурсы
 

«БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭФФЕКТИВНОСТЬ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ Нефтегазовая отрасль Реалистичное моделирование при разведке, обустройстве и добыче повышает ...»

БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭФФЕКТИВНОСТЬ

В НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ

Нефтегазовая отрасль

Реалистичное моделирование при разведке,

обустройстве и добыче повышает безопасность

и эффективность проектов в нефтегазовой отрасли

Содержание

Предисловие: реалистичное моделирование как ответ на глобальные вызовы

Передовые методы инженерного моделирования: источник прогресса для компании Technip 4

Technip Keynote Presentation Video, 2012 SIMULIA Community Conference Реалистичное моделирование для рационального использования природных нефтегазовых 5 резервуаров Компания Eni формирует полномасштабные геомеханические модели с помощью автоматизированных функций Abaqus SIMULIA Community News Совместное моделирование двухфазного потока в M-образной трубе системы подводной добычи 8 College of Technology, University of Houston SIMULIA Community News Перебор вариантов: оптимизация уплотнений в нефтяных насосах с помощью Isight 10 Baker Hughes SIMULIA Community Conference, Providence, Rhode Island, USA Крупномасштабное макетирование в нефтегазовой отрасли: анализ методом конечных 14 элементов для оценки конструкционной прочности системы хомутов для глубоководного трубопровода Freudenberg Oil & Gas Technologies Ltd.

Strategic Simulation and Analysis Ltd.

SIMULIA Community Conference, Providence, Rhode Island, USA Расчет обсадных колонн и их соединений для скважин сланцевого газа методом конечных 25 элементов C-FER Technologies SIMULIA Community Conference, Providence, Rhode Island, USA Интеграция технических и бизнес-процессов для достижения оптимизации работы добывающего производственного оборудования Halliburton Landmark Graphics Abaqus/Standard: моделирование и анализ оседания горных пород при добыче нефти и газа 42 Abaqus Technology Brief Моделирование повреждений трубопровода при помощи средств моделирования пластического 46 разрушения Abaqus/Standard Abaqus Technology Brief www.3ds.com/simulia Нефтегазовая отрасль

ПРЕДИСЛОВИЕ

Реалистичное моделирование как ответ на глобальные вызовы Мировой спрос на энергию постоянно растет, в то время как глобальные экономические, финансовые и экологические проблемы, с которыми сталкивается энергетическая отрасль и общество в целом, требуют глобальных действий по их решению. Отсюда необходимость регулирования баланса между экономическим ростом сегодня и экологической устойчивостью в более долгосрочной перспективе. Особую актуальность этой задаче придает тот факт, что во всем мире нефть и газ являются главными видами энергоресурсов. На этом непростом пути все большее признание получает реалистичное моделирование как ценный инструмент прогнозировани

–  –  –

Передовые методы инженерного моделирования: источник прогресса для компании Technip Видео от пользователей Джим О’Салливан (Jim O’Sullivan), вице-президент Technip по добыче на шельфе, зачитывает доклад на конференции сообщества SIMULIA 2012 года.

Аннотация Энергия, так же как пища и жилище, относится к жизненно важным потребностям каждого из нас. Динамичный рост мировой экономики всеми корнями связан с наличием доступных и надежных источников энергии в любой ее форме: углеводородной, получаемой из возобновляемых источников и ядерной. Уже более 50 лет Technip и ее дочерние компании поставляют инновационную продукцию и инженерные решения, удовлетворяющие потребности энергетической отрасли.





Technip выполняет сложнейшие заказы для глубоководных нефтегазодобывающих платформ, где для безопасной и надежной работы требуется инфраструктура на миллиарды долларов, а также в не меньшем масштабе сотрудничает с нефтеперерабатывающими предприятиями и заводами по сжижению природного газа, производящими из углеводородного сырья энергоносители для нашей глобальной экономики. С годами в энергетической отрасли возникают все более сложные задачи. Для их решения и продвижения к новым высотам Technip применяет передовые методы инженерного моделирования.

Подробная информация на странице:

www.technip.com

–  –  –

этот вид моделирования совместно с программами сторонних разработчиков, такими как Star-CCM+. Abaqus способен выполнять как одностороннее, так и двухстороннее совместное моделирование в зависимости от величины деформаций. Выбор вида совместного моделирования зависит от конкретного случая и призван достичь баланса между стоимостью вычислений и точностью результатов. Так или иначе, совместное моделирование взаимодействия потока и конструкции быстро становится необходимостью в отрасли проектирования систем подводной добычи, так как обеспечивает повышенную надежность, безопасность и производительность сложных систем.

Подробная информация на странице:

www.tech.uh.edu www.3ds.com/SCN-June2012

–  –  –

Перебор вариантов: оптимизация уплотнений в нефтяных насосах с помощью Isight Джефф Уильямс (Jeff Williams) (Baker Hughes Incorporated) Аннотация В нефтепромысловой отрасли движущим фактором в сегментах рынка является открытие очередного труднодоступного пласта глубокого залегания. За последние десятилетия мы предприняли множество усилий, стараясь удовлетворить запросы нефтедобывающих компаний. Эти запросы касаются работы в условиях высоких температур и давления. Существует 4 уровня высокого давления: 1 — до 100 МПа (мегапаскаль), 2 — до 135 МПа, 3 — до 200 МПа и 4 — более 235 МПа. BHI в настоящее время использует пакер колонной головки, рассчитанный на первый уровень давления (100 МПа). Статья показывает, как с помощью Isight и Abaqus мы смогли на концептуальном уровне перейти на более высокие уровни давления для пакера.

Ключевые слова: добуривание в условиях высокого давления и высокой температуры, высокое давление/высокая температура, пакер подвески хвостовика, оптимизация, анализ методом конечных элементов

1. Разведка пластов глубокого залегания Из-за растущей мировой потребности в углеводородах предприятиям нефтегазовой отрасли приходится заниматься разведкой месторождений с более глубоким залеганием и более высокими температурами, приспосабливая оборудование для работы в условиях экстремальных температур и давления. С годами критерии для присвоения месторождениям категории «высокое давление/высокая температура» изменились. В прошлом в эту категорию попадали пласты с давлением более 67 МПа и температурой более 150°С (Уровень 1).

В настоящее время к экстремальным условиям относится давление 100 МПа и температура 175°С (Уровень 2), и большая часть технических проблем в этих условиях уже преодолена. Термин «сверхвысокие температуры/давление» используется для описания сред с давлением выше 135 МПа и температурой более 230°С (Уровень 3). Высокие цены на газ и процесс поиска месторождений все более глубокого залегания с более экстремальными средами являются ключевыми движущими силами разработки технологий заканчивания скважин в условиях высоких температур и давления. На рисунке 1 показано разделение нефтяных месторождений на уровни сложности.

Рис. 1. Диаграмма уровней высоких температур/давления для нефтяных месторождений.

2. Проектирование уплотнений для нефтяных насосов: с чего все начиналось Мы начали исследовать, как поведут себя наши уплотнения в экстремальных условиях. Были изучены все уплотнения нашей собственной разработки. Одни отлично справились с экстремальными условиями, а другие быстро отказали. Очередь дошла до расширяемого уплотнения нулевого вытеснения (рис. 2), которому и посвящена эта статья.

–  –  –

Рис. 2. Типовое уплотнение Baker Hughes с технологией нулевого вытеснения.

Термин «нулевое вытеснение» относится к зазору, образующемуся после того, как уплотнение приходит в соприкосновение со стволом скважины — в данном случае с внутренней поверхностью обсадной трубы. Для того чтобы пройти испытание на газонепроницаемость, уплотнение должно иметь зазор с нулевым вытеснением. Ранее мы усовершенствовали имеющееся уплотнение, что позволило ограничить радиальное перемещение уплотнения с помощью разрезных колец. Исследуя взаимодействия типа «металл к металлу» в этом уплотнении, мы поняли, что доработка конструкции может помочь защитить уплотнение и повысить производительность. На рисунке 3 показана типовая конфигурация (за исключением эластомера) данного уплотнения с новыми кольцами.

–  –  –

3. Сюрприз: выход на Уровень 2!

Новая конфигурация уплотнения открыла перед нами большие перспективы. Предварительный анализ показал позитивные результаты при работе при высоких дифференциальных давлениях. На рисунке 4 проиллюстрирован предварительный вариант: после внесения небольших изменений новая конструкция смогла достичь Уровня 2.

Рис. 4. Новый вариант уплотнения при дифференциальном давлении 135 МПа (Уровень 2).

4. Перебор вариантов: наиболее эффективная оптимизация Мы решили оптимизировать конструкцию уплотнения с помощью Isight и Abaqus, но при этом возникла проблема: модель была слишком большой! Расчет типовой 3D-версии этой модели в вычислительном кластере с многоядерными процессорами занял бы несколько дней. Была создана 2D-копия, позволяющая намного быстрее выполнить расчеты на основе осесимметричной модели. Эта модель показана на рисунке 5.

Рис. 5. Осесимметричное представление уплотнения перед расширением.

Поскольку разрезные кольца не имели форму окружности, они не должны были участвовать в расширении цилиндрического металлического уплотнения. Представив их в расширенном состоянии в виде твердого тела, мы создали упрощенную осесимметричную модель. Расчет такой модели на обычном ПК занял менее 5 минут. После этого пришла очередь модели Isight. Моделирование в Isight 5.7, так же как и в Abaqus 6.12, выполнялось на компьютере с 4-ядерным процессором. Для перебора сотен вариантов использовались методы оптимизации и планирования экспериментов (DOE). На рисунке 6 показан алгоритм моделирования в Isight.

–  –  –

Методы DOE задействовали оптимальный алгоритм латинского гиперкуба со 100 точками, а методы оптимизации — алгоритм последовательного квадратичного программирования (NLPQL) с максимумом в 40 вариантов. Использование комбинации из двух методов позволило получить намного более точные результаты.

5. Результаты: к новым пределам Результаты превзошли все ожидания. Мы достигли 200 МПа (Уровень 3)! На рисунке 7 показана оптимизированная модель уплотнения под давлением 200 МПа.

Рис. 7. Выход на Уровень 3: уплотнение под давлением 200 МПа.

Возможность работы при таком давлении привела к небольшому изменению стратегии, и мы стали рассматривать неэластомерные уплотнения. Мы сосредоточили усилия на оптимизации давления в точках соприкосновения металла; нашей целью было сохранить баланс между выдерживаемой нагрузкой и надежностью уплотнения.

Для того чтобы продолжать раздвигать границы возможного в этой сфере, нужно было сделать несколько предположений:

1. Обсадные колонны рассчитаны на эквивалентное давление.

2. Нефтяные компании не против использования нестандартных наружных и внутренних диаметров.

3. Стоимость высококачественных материалов не является ограничивающим фактором.

С учетом этих предположений мы доработали конструкцию так, чтобы она выдерживала давление 265 МПа. Было добавлено третье кольцо для опоры конструкции и повторена процедура моделирования в Isight. На рисунке 8 показана окончательная конфигурация уплотнения, которая помогла достичь Уровня 4.

Рис. 8. Концептуальная модель под давлением 265 МПа.

6. Итоги: почему простая оптимизация уплотнений способна изменить наш бизнес

• Проектирование уплотнений нефтяных насосов зашло в тупик: считалось, что уплотнения являются сдерживающим фактором для разведки месторождений с высокими температурами и давлением.

• Изучив уже имеющиеся проекты уплотнений, удалось получить свежий взгляд на них.

• С помощью оптимизации в Isight мы смогли раздвинуть границы возможного в бурении глубоких скважин.

–  –  –

Крупномасштабное макетирование в нефтегазовой отрасли: анализ методом конечных элементов для оценки конструкционной прочности системы хомутов для глубоководного трубопровода Д-р Дэвид Уинфилд (David Winfield)1, Лоренс Маркс (Laurence Marks)2, Джон Стоббарт (John Stobbart)1 и Ник Лонг (Nick Long)1 Freudenberg Oil & Gas Technologies Ltd, Unit 18, Baglan Industrial Estate, Baglan, Port Talbot, SA12 7BY, United Kingdom Strategic Simulation and Analysis Ltd, Southill Barn, Southill Business Park, Cornbury Park, Charlbury, Oxfordshire, OX7 3EW, United Kingdom Аннотация. Компания Freudenberg Oil & Gas Technologies (FO>), базирующаяся в Порт-Толботе (Великобритания), поставляет сложные уплотнения типа «металл к металлу» для нефтегазовой и энергетической отрасли. Два крупнейших подводных соединителя Optima® применяются за Северным полярным кругом; глубина их расположения больше, чем у других соединителей такого же типа.

Optima® — это высокоточная многоэлементная система хомутов массой около 10 тонн. В ней используется металлическое уплотнение FO> Duoseal®, растягиваемое с помощью нескольких ходовых винтов, которые приводятся в движение поршнями привода.

Результирующее натяжение, создаваемое ходовыми винтами, размещает сегменты хомута на стыковочных втулках. При возрастании натяжения противоположные втулки подтягиваются друг к другу, преодолевая воздействие внешних сил и моментов. В условиях высокого давления и пластической деформации на большой глубине необходимо использовать высоконадежное двойное уплотнение.

Для моделирования взаимодействий между всеми компонентами Optima® было проведено исследование многокомпонентных упругопластических материалов методом конечных элементов. Особое внимание уделялось расчету нагрузки и пластической деформации отдельных компонентов в процессе крепления и эксплуатации.

Кроме того, для зажимных сегментов были рассчитаны такие эксплуатационные нагрузки, как температура, давление и изгибающий момент, а также выполнен анализ производственной мощности хомутов и Duoseal®. Проверка соответствия Duoseal® стандартам осуществлялась путем анализа контактов. Optima® также была проверена на нестыковки, возникающие из-за посадочных допусков, трения и гибкости трубопровода.

Результаты моделирования методом конечных элементов для Optima® будут использоваться для дополнения данных, полученных в ходе экспериментальных испытаний, во время которых компоненты проходили проверку на способность работать в условиях экстремальных глубоководных нагрузок.

Ключевые слова: глубоководный, хомуты, пластичность, динамический неявный, динамика многомассовых систем, соединители, парный анализ, оптимизация проекта, трение на границе раздела фаз, нефть и газ, трубопровод, уплотнение, металлические уплотнения, Abaqus/CAE.

1. Введение Компания Freudenberg Oil & Gas Technologies Ltd (FO>) специализируется на проектировании высокоточных уплотнений типа «металл к металлу», включая уплотнительные кольца, сгонные муфты и фланцы, а также линейки высокопроизводительных глубоководных соединителей Optima. Для эксплуатации трубопроводов в нефтегазовой отрасли требуются высоконадежные уплотнители, способные обеспечить требуемый заказчиком срок эксплуатации в условиях высокой температуры и давления. Поскольку месторождения углеводородов становится все сложнее искать и разрабатывать, компоненты трубопроводов необходимо проектировать с учетом повышенных нагрузок при эксплуатации на больших глубинах и в штормовых условиях.

Помимо анализа специализированного подводного оборудования, FO> использовала Abaqus/CAE для выполнения парного термического анализа/расчета конструкции методом конечных элементов для эксплуатации в условиях сверхвысоких температур (800°С ), проверяя нестандартные модели фланцев и соединителей, а также выполненные на заказ уплотнительные прокладки Kammprofile.

Это позволило создать высоконадежные уплотнители, способные выдерживать экстремальные эксплуатационные нагрузки. FO> также смоделировала поведение изготовленных на заказ уплотнителей в условиях агрессивной среды химических реакторов под давлением до 435 МПа.

Компания FO> получила заказ на проектирование пары глубоководных соединителей Optima No.36 для эксплуатации в Норвежском море, за Северным полярным кругом. Optima No.36 — уникальные образцы соединителей данного типа как по размеру, так и по глубине установки. Ожидается, что соединители Optima будут использоваться на глубине около 27 МПа, в крайне суровых условиях.

–  –  –

Из-за простоты конструкции Optima и использования FO> DuoSeal® для проверки нужных компонентов необходимо выполнить сложный многокомпонентный анализ методом конечных элементов в Abaqus/CAE.

Конструкция Optima No.36 основана на уже проверенном проекте хомута сходных размеров, выполненном по заказу клиента. Теперь проектная задача — создать новую конфигурацию хомутов и ходовых винтов, приспособленную для работы на глубинах, с которыми FO> прежде не имела дела. Расчеты и анализ в предыдущем подобном проекте производились сторонней организацией, однако в этот раз в FO> решили выполнить все работы по моделированию своими силами. Методика моделирования была точно отлажена, а результаты моделирования методом конечных элементов можно было периодически сверять с теорией, что обеспечивало точность прогнозирования характеристик проектируемого изделия.

Анализ методом конечных элементов проводился для ряда похожих компонентов и принципов, таких как манжетные уплотнения (Ли Чуньин, 2006), (Ким Чхон Кюн, 1997), распределение давления хомута (Алекс Бэйтс, 2013), совместно с общим анализом резервуаров высокого давления (Сэнел, 2000).

Предмет данной статьи — анализ проекта уплотнителя FO>, оптимизированного для повышения производительности при сохранении небольшой массы и простоты изготовления. Моделирование методом конечных элементов предоставляет собой надежный, экономичный и неинвазивный метод исследования конструкции, особенно для случаев, когда необходимо проследить ситуации отказа и разрушения компонентов и систем. В статье также описывается, как происходил анализ соединителей Optima при использовании метода конечных элементов, и приводятся результаты моделирования оптимизированного проекта Optima No.36, разработанного в соответствии с требованиями заказчика. Предоставляется подробное описание процедур расчета проектной производительности для Optima No.36, а также перекрестной проверки результатов моделирования и предполагаемых заводских испытаний. После информации о функциях и положении Optima No.36 в системе трубопровода приведен обзор проблем, с которыми пришлось столкнуться в процессе моделирования, ведущих к несовместимости и низкой конвергенции. Мы рассмотрим параметры контактной стабилизации, массовых эффектов и временных интервалов, а также процедуры и настройки, необходимые для решения самых сложных проблем конвергенции — все, что в сумме позволяет создать надежную, легко воспроизводимую конструкцию.

2. Компоновка системы хомутов глубоководного трубопровода и Optima No.36 Система хомутов трубопровода показана на рисунке 1.

–  –  –

Система состоит из четырех основных элементов: опорной рамы с «коровьими рогами» для поддержки магистрального газопровода (1), манифольд подводного трубопровода, который изготавливается заранее и укладывается на направляющие планки, встроенные в опорную раму (2), два соединителя Optima No.36 FO> (3), устройство запуска очистного скребка, соединенное с задним концом манифольда (4).

2.1 Optima No.36: принцип работы Optima No.36 (см. рис. 2) — это высокоточная многоэлементная система хомутов с металлическим уплотнением FO> DuoSeal между стыковочными втулками. Зажимные сегменты охватывают втулки под действием растягивающего напряжения, создаваемого снабженными резьбой ходовыми винтами и цапфами, которые приводятся в действие подводным механизмом. Результирующее растяжение от ходовых винтов выравнивает зажимные сегменты и размещает их над втулками. При возрастании растягивающего напряжения расположенные друг напротив друга втулки сближаются, преодолевая огромные внешние силы и моменты.

–  –  –

Сближение расположенных друг напротив друга втулок вызывает упругопластическую деформацию в DuoSeal, создавая первоначальное уплотнение на внутренних/внешних областях опорных участков. Внутреннее давление и пластическая деформация позволяют создать высоконадежную двойную непроницаемую прослойку между внутренней поверхностью трубопровода и внешней средой. Движение цапф и пальца шарнира направляется через пазы в опорном корпусе. После сборки Optima свободно опирается только на корпус.

–  –  –

8 Зажимные сегменты AISI 4140 30.5x106 75.0x103 В модели имеются области внутренней штамповки (см. рис. 2), включенные в спецификацию FO>. Эти области имеют немного более низкую устойчивость к деформации по сравнению с наружной поверхностью втулок. Это связано с особенностями технологического процесса штамповки (термическая обработка, водяное охлаждение и отпуск).

3. Моделирование методом конечных элементов

3.1 Создание подмоделей В начале были созданы более простые подмодели разных взаимодействующих компонентов Optima. Это были модели контакта втулкана-DuoSeal, зажим-на-втулке, зажим-на-зажиме-на-пальце шарнира, ходовой винт/цапфа, а также зависимости для анализа приложенного изгибающего момента и изгиба трубы при нестыковке втулки.

–  –  –

На ранних этапах моделирования было решено, что статический общий анализ не является достаточно надежным для разработки стабильного изделия. Поэтому для подбора надежного решения на этапе моделирования зажима и натяжения с помощью ходовых винтов был выбран динамический неявный анализ, позволяющий решить первоначальные проблемы контактной стабилизации и конвергенции.

3.2 Плотность и структура сетки В соответствии с договорными обязательствами, были созданы две отдельные модели Optima. Первая модель Optima (родительская) предназначалась для изучения детальных аспектов контакта DuoSeal и зажима при эксплуатационной нагрузке. Дискретизация сетки родительской модели, на которой должны были исследоваться разные варианты нагрузки, была оптимизирована в областях контакта.

В результате детального анализа чувствительности сетки на DuoSeal в месте контакта на посадочной поверхности втулок была задана плотность сетки 0,8 мм. Было обнаружено, что при плотности сетки менее 0,8 профили эквивалентных напряжений по фон Мизесу и контактного напряжения для DuoSeal оказались во многом независимы от сетки, с уклонением от минимального размера сетки, учтенного в анализе, в сторону порога в 0,8 мм менее 5 %.

–  –  –

Вторая модель Optima была необходима для моделирования двух случаев нестыковки втулок, когда центральные оси охватывающей и охватываемой втулки смещались на 0,5° и 1° от средней плоскости, проходящей через зажимные сегменты. В этой модели использовалась более низкая плотность сетки на DuoSeal и соответствующих областях контакта; в областях контакта находилось минимальное количество дополнительных элементов. На рисунке 3 показана оптимизированная структура сетки для частей родительской модели.

Рис. 4. Слева направо: общий вид глобальной сетки родительской модели Optima No.36, детальный вид пальца шарнира в верхнем соединительном зажиме.

Для всех рассмотренных вариантов нагрузки использовалась одинаковая плотность глобальной сетки (93 % гексаэдрических элементов типа C3D8R и 7% тетраэдрических элементов типа C3D4). Модели нестыковки содержали приблизительно 380x103 элементов с 410x103 узлами. В родительской модели, исследуемой с разными вариантами нагрузок, использовалось около 445x103 элементов с 600x103 узлами, при этом только в DuoSeal размещалось приблизительно 1x106 степеней свободы.

–  –  –

3.3 Граничные условия эксплуатации Для завершения всестороннего изучения конструкции Optima No.36 было необходимо рассчитать профили напряжения отдельных компонентов. Список рассчитанных нагрузок приведен ниже, а детальное описание можно найти в таблице 2.

1. Внутреннее расчетное давление 22,5 МПа (а также внутреннее давление до деформации).

2. Предварительное растяжение ходовых винтов 3503,8 кН.

3. Осевое смещение трубы при внутреннем давлении 133,5 МПа.

4. Осевое смещение трубы при массе устройства запуска скребка 257 МПа.

5. Глобальный изгибающий момент 5,5 х 106 Н*м (а также глобальный изгибающий момент до деформации).

6. Смещение втулки от оси на 1° при изгибающем моменте 10,005 х106 Н*м.

7. Смещение втулки от оси на 0,5° при изгибающем моменте 3,1х 106 Н*м.

Компоненты получают специальный температурный профиль на определенных этапах всех процедур моделирования. Кроме того, при всех расчетах для всех соприкасающихся поверхностей используется коэффициент трения 0,15; коэффициент 0,25 применен только при соприкосновении зажимов со втулками.

–  –  –

3.4 Проблемы и ограничения, связанные со стабильностью модели Рассматривая процедуры моделирования смещения втулок, описанные в разделе 3.3, видно, что первоначальные проблемы появились при возникновении усилия контакта между дополнительными выступами зажимных сегментов и втулок. Сосредоточенная нагрузка, возникшая на ранних этапах зажима от передних кромок верхнего зажимного сегмента, вызвала локальное искажение сетки в точке контакта. При первоначальном моделировании параллельных нагрузок на втулки для контактной стабилизации использовался контакт типа «узел к поверхности». Оказалось, что при увеличении усилия контакта (в особенности во время нагрузок смещения от оси) было оптимальнее вернуться к алгоритму контакта «поверхность к поверхности» с более длинным временным интервалом, компенсировавшим сложность алгоритма.

Выяснилось, что локальное искажение сетки влияет на первоначальный охват верхними зажимами втулок, вызывая локальные деформации/разрывы непрерывности, а в худших случаях — появление всплесков. Это привело к существенному увеличению времени моделирования, причем некоторые прогоны показывали полное отсутствие конвергенции. Для предотвращения таких проблем были увеличены временные интервалы.

Для отслеживания конвергенции решения использовался первоначальный временной интервал 1. Конвергенция оказалась медленной, частично из-за ранее упомянутых всплесков; движение основных контактных поверхностей относительно друг друга было затруднено.

Ситуацию улучшило увеличение временного интервала с 1 до 10, а при последующем увеличении от 10 до 100 конвергенция упростилась и уменьшился объем видимых деформаций сетки на модели. При всех последующих процедурах моделирования нагрузки использовался интервал 100, что позволило снизить нестабильность модели, когда непроизводительные затраты, связанные с динамическим неявным анализом, где использовались псевдостатические эффекты торможения, можно не принимать в расчет благодаря стабильности, достигаемой уже в начале моделирования.

Дальнейшее увеличение локальной радиальной плотности сетки на втулках позволило сократить число таких проблем до приемлемого уровня. Сравнительно простая корректировка локальных деформаций сетки позволила бы значительно повысить плотность сетки в нужных областях по сравнению с заданной в первоначальных моделях. Структура сетки на участках труб, примыкающих к втулкам, как правило, представляет небольшой интерес по сравнению с сеткой на DuoSeal и зажимах. Соответственно, сетка в этих областях делается более крупной, чтобы повысить общую скорость моделирования.

–  –  –

При первоначальном устранении проблем выявилось искажение элементов в конце участков труб при использовании функции континуального связывания для примененного глобального изгибающего момента. Для устранения этой проблемы была выбрана полная интеграция элементов в сетке участков труб, что позволило создать больше точек Гаусса и повысить разрешение матрицы жесткости элемента. Поиск достаточно точной и детальной модели для анализа методом конечных элементов при поддержании разумной скорости моделирования, обусловленной назначенными заказчиком сроками, означал, что общая высокая плотность сетки не была приемлемым вариантом. Благодаря интеллектуальному использованию возросшей плотности элементов в важных областях и сокращению количества элементов во второстепенных областях модели глобальное число элементов и степени свободы не подверглись большим изменениям.

4. Проверка результатов моделирования методом конечных элементов Для обоснования методов моделирования, применявшихся для анализа методом конечных элементов двух случаев нагрузки (смещение втулок на 0,5° и 1°), было проведено сравнение напряжений при изгибе в трубах, примыкающих к втулкам. Расхождение между результатами ручных расчетов (для трубы при изгибе и под действием примененного момента) и расчетов в Abaqus/CAE для смещения на 0,5° и 1° составило 4,2 % и 2,1 % соответственно. Подобное сравнение было проведено и для расчета эксплуатационной нагрузки, при этом расхождение между результатами ручных расчетов и расчетов в Abaqus/CAE оказалось пренебрежимо малым.

5. Результаты моделирования

5.1 Результаты расчета эквивалентных напряжений по фон Мизесу при анализе эксплуатационной нагрузки На рисунке 6 показан общий профиль напряжений для Optima No.36, сформированный по окончании анализа эксплуатационной нагрузки, результаты которого приведены в таблице 2.

Рис. 6. Диаграмма эквивалентных напряжений по фон Мизесу для Optima No.36.

На рисунке 6 можно увидеть, что большинство напряжений в Optima (за исключением DuoSeal) относительно низкие, а области с самым высоким напряжением находятся вокруг основных контактирующих выступов между охватывающими и охватываемыми втулками и соответствующих контактных областей на зажимах. Высокие значения напряжения по длине трубопровода обусловлены применимым изгибающим моментом и внутренним давлением.

Рис. 7. Слева направо: диаграмма эквивалентных напряжений по фон Мизесу для верхнего участка DuoSeal в Optima No.36 (локальные участки пластической деформации выделены серым), диаграмма эквивалентных напряжений по фон Мизесу для нижнего участка DuoSeal в Optima No.36 (локальные участки пластической деформации выделены серым).

–  –  –

На рисунке 7 показаны эквивалентные напряжения по фон Мизесу в DuoSeal, возникшие после применения глобального изгибающего момента к модели. Самые высокие напряжения возникли на внутренних участках DuoSeal, а на внешних участках напряжения значительно слабее (см. рис. 7; метки (1) и (2)).

Как и ожидалось при применении изгибающего момента, на левом изображении напряжение уменьшается по направлению наружу по радиусу и против часовой стрелки по углу изгиба. Из-за этого возникают увеличивающиеся сжимающие напряжения в нижней части DuoSeal (см. изображение справа на рис. 7), как в верхнем, так и в нижнем участке этой части DuoSeal. В этом сценарии внутренние области опорных участков подвергаются пластической деформации. Это позволяет DuoSeal сформировать большую область уплотнения при избыточном напряжении и обеспечивает более высокую производительность при эксплуатационных нагрузках.

5.2 Результаты расчета давления в зоне контакта DuoSeal при анализе эксплуатационной нагрузки Рис. 8. Слева направо: давление в зоне контакта в верхнем участке DuoSeal в конце этапа анализа № 5 и в нижнем участке DuoSeal в конце этапа анализа № 5.

Min@1, Min@2, Min@3 и Min@4 на рис. 8 представляют максимальные напряжения в зоне контакта, выявленные в четырех отдельных точках уплотнения на верхнем и нижнем участке DuoSeal, как на модели, показанной на рис. 2. Минимальные из максимальных значений напряжений для четырех точек показаны на графике давления в зоне контакта (см. рис. 9).

На рис. 8 показана очень хорошая производительность уплотнения, когда внутренние участки верхней и нижней областей DuoSeal имеют более широкую зону контакта, чем наружные. На правом изображении можно заметить высокие изгибающие напряжения в зоне контакта, совпадающие с распределением эквивалентных напряжений по фон Мизесу на рис. 7. Рис. 9 иллюстрирует изменение напряжений в зоне контакта DuoSeal в процессе эксплуатации.

Рис. 9. График давления в зоне контакта DuoSeal по этапам анализа эксплуатационной нагрузки, представленным в таблице 2.

На рис. 9 представлен профиль давления в зоне контакта DuoSeal в процессе испытания на производительность при применении глобального изгибающего момента, когда был применен момент 9,59х106 Н*м. По завершении стадии зажима результирующие нагрузки на систему создают напряжения в зоне контакта на важных внутренних областях опорных участков DuoSeal, не опускающиеся ниже

–  –  –

534 МПа, что превышает требования заказчика. Глобальный изгибающий момент вызывает падение давления в зоне контакта торца втулки, и он отрывается приблизительно при 6,72*106 Н*м.

5.3 Анализ конструкционной прочности Для официальной оценки конструкционной прочности Optima No.36 под воздействием нагрузок, приведенных в таблице 2, необходимо, чтобы проектные критерии заказчика по давлению и изгибающему моменту были превышены. Испытания на изгибающий момент и воздействие давления (каждое проводилось по отдельности) проводились при значениях 2,2*107 Н*м и 66,7 МПа соответственно. В ходе испытаний моделировалась стадия зажима для Optima, затем к Optima применялся изгибающий момент либо воздействие давления до отделения втулки или пластического деформирования.

Рис. 10. График способности подводного соединителя Optima No.36 функционировать до отрыва втулки.

Рис. 10 показывает, что Optima No.36 может выдержать на 61,4 % больше изгибающего момента и на 62,7 % больше внутреннего давления, чем этого требует заказчик. Соответствующее требованиям давление в зоне контакта удерживается даже после отделения торцов втулок (см. рис. 9).

Рис. 11. График конструкционной прочности для подводного соединителя Optima No.36.

На рис. 11 показан график конструкционной прочности Optima No.36 на основе локальной пластической деформации в компонентах.

График показывает, что Optima может выдержать на 121,9 % больше изгибающего момента и на 195,7 % больше внутреннего давления, чем требуется до возникновения пластической деформации.

В процессе анализа, необходимого для расчета данных на рис. 11, было замечено, что пластическая деформация всегда присутствует в DuoSeal, поэтому эти значения были убраны из результатов на рис. 11. Также было замечено, что задние и передние кромки зажимных сегментов имеют очень маленькие локализованные области пластической деформации, которые присутствуют только на поверхности этих компонентов. Поэтому пластическая деформация, возникшая на задних и передних кромках зажимных сегментов, также исключена из данных прогнозов на рис. 11.

–  –  –

5.4 Анализ смещения втулок Оценка зажима на соответствие проектным требованиям путем уменьшения смещения втулок заключается в выполнении сценария, при котором не удается разместить трубопровод и Optima No.36 параллельно для выполнения первоначального зажима и механической активации DuoSeal. При расчете нагрузки от смещения втулок не учитываются требования по внутреннему давлению или действию внешнего глобального изгибающего момента. На рис. 12 показан профиль напряжений при смещении втулок на 1°, а также ожидаемая разница в уровнях напряжений в двух трубах, возникшая в результате разницы их длин и толщины стенок.

–  –  –

Рис. 13. Слева направо: диаграмма эквивалентных напряжений по фон Мизесу (МПа) для верхнего участка DuoSeal в Optima No.36 (локальные участки пластической деформации (выделены серым)), диаграмма эквивалентных напряжений по фон Мизесу для нижнего участка DuoSeal в Optima No.36 (локальные участки пластической деформации (выделены серым)).

На рисунке 13 видно, что эквивалентные напряжения по фон Мизесу, возникшие при зажиме, вызвали появление больших областей пластической деформации в верхней и нижней части DuoSeal. Это служит индикатором правильного совмещения обхватывающей и обхватываемой втулок силой зажимных сегментов, которые создают равномерную нагрузку, действующую на DuoSeal через втулки.

–  –  –

Расхождения между рисунками 14 и 15 можно объяснить плотностью сетки в DuoSeal. Оба варианта нагрузки показывают равномерное распределение напряжений по всему диаметру верхнего и нижнего, внутреннего и наружного участков DuoSeal. Итак, сравнительный анализ показывает, что использованные при моделировании предположения правильны, даже если результаты расчетов методом конечных элементов различаются.

6. Заключение и предстоящие работы В данной статье приведены детальные настройки для моделирования вариантов нагрузки Optima No.36. Результаты моделирования методом конечных элементов показывают, что конструкция соответствует критериям по изгибающему моменту и внутреннему давлению, заданным заказчиком. Результаты моделирования показали способность Optima No.36 успешно выдерживать статическую массу устройства запуска скребка, а также смещения втулок до 1°, представляющие отклонения глобального позиционирования трубопровода.

Было продемонстрировано, что целостность DuoSeal поддерживается при всех необходимых нагрузках, а напряжения, возникающие в зоне контакта, превосходят требуемые значения. Анализ усталостной прочности компонентов не требовался из-за стационарной природы эксплуатационных нагрузок, которым подвергается Optima No.36.

Анализ позволил FO> сделать прогнозы относительно мест возникновения важных областей крупных упругих/пластических деформаций в процессе заводских испытаний. Проверка результатов моделирования методом конечных элементов поможет оптимизировать процесс анализа. Для точного отслеживания пластических деформаций во время заводских испытаний можно использовать специальную измерительную аппаратуру. Тщательная сверка результатов заводских испытаний с результатами анализа в этой статье поможет выявить области, результаты и данные, не соответствующие контрольным данным моделирования и предпринять действия для соответствующей корректировки.

7. Список литературы

1. Bates A., Mukherjee S., Hwang S., Lee S.C., Kwon O., Choi G.H., Park S. “Simulation and Experimental Analysis of the Clamping Pressure Distribution in a PEM Fuel Cell Stack”, International Journal of Hydrogen Energy 38, pp. 6481-6493, 2013.

2. Dassault Systems Abaqus 6.12, Abaqus/CAE User’s Guide, Providence: [s.n.], 2013.

3. Hilber H.M., Hughes T.J.R., “Collocation, Dissipation and ‘Overshoot’ for Time Integration Schemes in Structural Dynamics”, Earthquake Eng. Struct. Dyn. 6, pp. 99-117, 1978.

4. Kyun C. Woo K., Shim J., “Analysis of Contact Force and Thermal Behaviour of Lip Seals”, Tribology International 30, pp. 113-119, 1997.

5. Lee C.Y., Lin C.S., Jian R.Q., Wen C.Y., ”Simulation and Experimentation on the Contact Width and Pressure Distribution of Lip Seals”, Tribology International 39, pp. 915-920, 2006.

6. Rebelo N., Nagtegaal J.C., Taylor L.M., “Comparison of Implicit and Explicit Finite Element Methods in the Simulation of Metal Forming Processes: Numerical Methods in Industrial Forming Processes”, Chenot, Wood, Zienkiewicz, 1992.

7. Sanal Z., “Nonlinear Analysis of Pressure Vessels: Some Examples” International Journal of Pressure Vessels and Piping 77, pp.

705-709, 2000.

8. Sun J.S., Lee K.H., Lee H.P., “Comparison of Implicit and explicit Finite Element Methods for Dynamic Problems”, Journal of Materials Processing Technology. 105, pp. 110-118, 2000.

8. Благодарности Я хотел бы выразить благодарность всем специалистам и организациям, принявшим участие в подготовке этой статьи. В особенности я хочу поблагодарить моего соавтора м-ра Лоренса Маркса (Laurence Marks) за поддержку и инструкции по аспектам моделирования этого проекта. Кроме того, я хочу поблагодарить м-ра Джона Стоббарта (John Stobbart) (технического директора) и м-ра Ника Лонга (Nick Long) (технического эксперта по глубоководному оборудованию) за профессионализм в проектировании DuoSeal и Optima No.36.

–  –  –

Расчет обсадных колонн и их соединений для скважин сланцевого газа методом конечных элементов Се Цзюэжэнь (Jueren Xie, C-FER Technologies, Канада) Аннотация: В течение последних десяти лет применение горизонтального бурения и гидравлического разрыва пласта позволило добывающим компаниям быстро наладить добычу сланцевого газа из глубоких залежей. В то же время это создало существенные трудности при проектировании обсадных колонн и их соединений из-за возросшей сложности и крайне высоких нагрузок в скважинах. Для понимания механики деформации обсадных колонн требуется выполнение детального расчета методом конечных элементов. В этой статье представлены модели расчета МКЭ, разработанные с помощью Abaqus, для расчета обсадных колонн и их соединений при нагрузках в условиях скважин сланцевого газа, например, в горизонтальной конфигурации скважины, при бурении и гидравлическом разрыве, а также при боковых смещениях пласта. Приведены некоторые примеры расчета.

Ключевые слова: изгиб, прогиб, обсадные колонны, соединения, модель состояния, повреждение, деформация, оптимизация проекта, бурение, динамика, взрыв, неисправность, усталость, смещение пласта, разрыв, геомеханика, гидравлический разрыв, оптимизация, перфорация, пластичность, герметизация, почвы, взаимодействие почвы и конструкции, конструкционная целостность, ствол скважина, монтаж скважины.

1. Введение Сланцевый газ является нестандартным природным ресурсом, поэтому для его добычи из низкопроницаемой породы требуется применение усовершенствованных методов. В течение последних десяти лет применение горизонтального бурения и гидравлического разрыва пласта позволило добывающим компаниям быстро наладить добычу сланцевого газа из глубоких залежей сланца. На рис. 1 схематично изображена горизонтальная скважина сланцевого газа в процессе гидроразрыва пласта.

Тем не менее, применение горизонтального бурения и гидроразрыва пласта создало существенные трудности при заканчивании скважин.

Одним из основных видов повреждений скважины является утечка. При возникновении утечки функция скважины по изолированию газов от водоносных пластов ставится под угрозу. Никифорюк (в 2013 г.) отметил, что от 5% до 7% всех новых нефтяных и газовых скважин имеют утечки, а в процессе старения скважин доля скважин с утечками может увеличиться вплоть до 30-50%. Уиттмейер (Wittmeyer) (в 2013 г.) предположил, что высокое давление на обсадные колонны в процессе гидроразрыва и отсутствие системы сброса давления являются основными источниками неисправностей в скважинах сланцевого газа. Гассеми (Ghassemi) (в 2011 г.) указал на то, что интенсификация добычи сланцевого газа приводит к разрушению в результате сочетания растяжения и сдвига. Сдвиг и проскальзывание вызваны интенсивными нагрузками в конце трещин, а также повышенным внутрипластовым давлением в результате проникновения жидкости. Повреждение обсадных колонн из-за бокового смещения пласта также считается одним из основных видов повреждений в скважинах сланцевого газа.

В связи со сложностью и крайне высокими нагрузками при монтаже, интенсификации и добыче сланцевого газа обсадные колонны и их соединения в скважинах необходимо рассчитывать методом конечных элементов с использованием усовершенствованных моделей. В этой статье представлены модели расчета МКЭ, разработанные с помощью Abaqus, для расчета обсадных колонн и их соединений при нагрузках в условиях скважин сланцевого газа, например, в горизонтальной конфигурации скважины, при бурении и гидравлическом разрыве, а также при боковых смещениях пласта. Приведены некоторые примеры расчета.

–  –  –

2. Проектные решения для заканчивания скважины На рис. 2 представлена схема горизонтальной конструкции скважины. Конструкция ствола скважины обычно включает в себя направляющую обсадную колонну, кондуктор, промежуточную и эксплуатационную колонну. Обсадные колонны характеризуются размером, массой, классом (т.е. прочностью материала) и соединениями. Первосортные соединения обычно используются для соединения обсадных колонн (напр., длиной 13 м) в скважинах. Горизонтальный участок скважины часто бывает перфорирован. Перфорация характеризуется размером отверстий, их плотностью и фазовым углом.

Соединение обсадных колонн является важным элементом при заканчивании скважин. Пейн (Payne) и Швинд (Schwind) (в 1999 г.) отметили, что на основании отраслевых прогнозов неисправности соединений являются причиной 85-95% повреждений нефтегазопромысловых труб.

К неисправностям соединений могут относиться повреждения конструкции и/или утечки. В моделях для расчета МКЭ конструкционные повреждения определяются как разделения и/или усталость материала на критически важных участках, таких как впадины резьбы, желобки и уплотнительные торцы муфт (см. рис. 3). Герметичность соединения определяется профилем контактного напряжения в районе герметизации.

Для оценки прочности и герметичности соединения были разработаны различные проектные критерии (Се с соавторами в 2011 г. и Се в 2013 г.).

Проекты обсадных колонн и их соединений для скважин сланцевого газа должны учитывать следующие сценарии нагрузки:

• Этап 1 — монтаж: влияние глубины скважины и угла набора кривизны на конструктивную целостность обсадных колонн.

• Этап 2 — интенсификация: влияние давления перфорирования и гидроразрыва на конструктивную целостность обсадных колонн.

• Этап 3 — эксплуатация: влияние бокового смещения пласта на герметичность и конструкционную целостность обсадных колонн.

В следующих разделах представлены модели МКЭ для расчета обсадных колонн и их соединений под воздействием описанных выше нагрузок. Примеры расчета, представленные в этой статье, используют трубу диаметром 17 см из стали L80, 34 кг/м. Материал L80 моделируется с использованием упругопластических основных взаимосвязей; модуль Юнга равен 200 МПа, а предел упругости — 534 МПа.

–  –  –

Рис. 3. Критические участки первосортного соединения обсадных колонн, подверженные усталостному и конструкционному разрушению.

3. Расчет соединений обсадных колонн при монтажных нагрузках В первом примере мы изучим монтаж обсадных колонн в горизонтальной скважине. Соединения обсадных колонн могут подвергаться усталостному разрушению при монтаже и/или цементировании. Горизонтальные конструкции ствола скважины часто имеют целевую кривизну от (6°/30.5 м) до 20°/30.5 м. Поворот обсадных колонн при цементировании наклонных и горизонтальных скважин создает естественную усталостную нагрузку на соединения. Это вызвано циклическим изгибом, который происходит на наклонных участках таких скважин. В результате все соединения испытывают разные уровни перепада напряжения (например, между осевым растяжением и сжатием), что приводит к серьезным упругим или пластическим циклическим деформациям.

–  –  –

Се (в 2007 г.) представил методики расчета соединений обсадных колонн при криволинейных нагрузках. Соединения могут быть смоделированы с использованием осесимметричных твердотельных элементов с нелинейной асимметричной деформацией. Как отмечено в документации Abaqus (2013), эти элементы предназначены для нелинейного расчета конструкций, которые изначально являются осесимметричными, однако подвержены нелинейным, неосесимметричным деформациям. Контакт между штифтом и элементами муфты был смоделирован с использованием линий скольжения.

В данном примере выполнен расчет первосортного 17 см соединения (материал L80, 34 кг/м) под криволинейной нагрузкой 12°/30,5 м с последующим номинальным крутящим моментом свинчивания. Стандартная модель соединения имеет основные элементы, общие для всех первосортных соединений, используемых в скважинах сланцевого газа (например, трапециевидная резьба, уплотнительный торец, радиальное уплотнение «металл-металл»), чтобы обеспечить наглядность результатов расчета.

На рис. 4 представлено распределение осевых напряжений в соединении. Осевые деформации сжатия отмечены синим цветом, а осевые деформации растяжения — красным. На рисунке изображены значительные перепады значений осевой деформации на одних и тех же участках растягивающихся и сжимающихся сторон соединения. Именно эти перепады осевой деформации по окружности и создают потенциал для усталостного разрушения при повороте обсадных колонн.

Рис. 4. Продольная деформация в стандартном первосортном соединении под криволинейной нагрузкой 12°/30,5 м.

Поскольку деформация на критических участках (например, как показано на рис. 3) может превысить предел упругости, для оценки усталостной стойкости соединений необходимо использовать критерии по деформации. Се с соавторами (в 2011 г.) предложили использовать несколько критериев, например, модифицированный подход Морроу (Даулинг, 1998 г.), подход KBM (Кэндил и др., 1982 г.) и подход FS (Фатеми и др., 1988 г.). Основные особенности этих подходов описаны ниже.

Модифицированный подход Морроу учитывает влияние среднего напряжения и может быть выражен следующим уравнением (Даулинг, 1998 г.):

где — эквивалентная амплитуда деформации, а — среднее истинное напряжение. Согласно данному модифицированному критерию Морроу, влияние среднего напряжения снижается с уменьшением амплитуды деформации.

Подход KBM учитывает эффект критической плоскости, а подход FS учитывает напряжение по нормали к критической плоскости. Уравнение для этих двух критериев можно найти в источнике (Се с соавторами, 2011 г.) На основании результатов расчета, показанных на рис. 4, предположения по усталостной стойкости на пяти критических участках (см. рис. 3) получены с использованием соответствующих критериев, представленных на рис. 5, для номинального режима подпитки.

–  –  –

Как показано на рис. 5, участок 2 (т.е. впадина резьбы рядом с опорной стороной четвертого витка наружной резьбы с торца муфты) имеет более высокий диапазон деформаций и, соответственно, более низкую усталостную стойкость (т.е. 4.4 х 104 на основании критерия FS).

Участок 5 (область уплотнительного торца муфты) также имеет низкую усталостную стойкость, однако уплотнительный торец не считается основным участком разрушения.

При монтаже типовой скважины во время цементирования обсадные колонны вращаются со скоростью 20 об/мин а течение 1,5 часов, т.е. всего происходит 1800 вращений. Представленный выше расчет предполагает, что стандартное первосортное соединение должно иметь усталостную стойкость выше, чем ожидаемое количество вращений при монтаже в горизонтальной скважине с наклонным участком 12°/30,5 м.

4. Расчет соединений обсадных колонн при интенсификационных нагрузках Горизонтальный участок скважины часто оснащается перфорированными обсадными колоннами. Отверстия могут быть высверлены до монтажа или сформированы после монтажа путем перфорации.

При гидроразрыве пласта может создаваться очень высокое давление на короткий период времени. Согласно Лаву (2005 г.), значения давления нагнетания при гидроразрыве пласта могут достигать 100 МПа с расходом 265 литров в секунду. Во время перфорации импульсное давление взрыва может быть достигнуто за гораздо меньший период времени. На рис. 6 изображены импульсы давления при перфорации и гидроразрыве, характерные для скважин сланцевого газа.

Пиковое давление при перфорации и гидроразрыве часто значительно превышает статический предел текучести обсадной колонны (напр., 50 МПа для 17 см трубы L80, 34 кг/м). Таким образом, необходимо выполнить динамический расчет обсадной колонны по МКЭ на нагрузку от перфорационного и гидравлического давления. Это позволяет учесть влияние скорости деформации на предел текучести и предел прочности материала на разрыв.

–  –  –

Влияние скорости деформации на упругопластическую реакцию материала можно учесть, используя следующий степенной закон перенапряжения (Дин, 1961 г.):

где — эквивалентная скорость пластической деформации; — напряжение текучести при ненулевой скорости пластической деформации; — статическое напряжение текучести; D и p — параметры материала, определяющие степенной закон перенапряжения, их значения заданы как D = 20 и p = 6 на основе результатов испытаний мягкой стали (Манджойн, 1944 г.).

Abaqus предоставляет возможность моделировать вышеприведенное уравнение скорости деформации; описано как зависимости увеличения жесткости с помощью степенного закона перенапряжения (Abaqus, 2013 г.).

В примере расчета используется перфорированная 17 см труба L80, 34 кг/м. Перфорация характеризуется плотностью перфорации 8 перфораций на фут, фазовым углом 135°/45° и диаметром отверстий 20,3 мм. Перфорированная обсадная колонна моделируется с использованием трехмерных твердотельных элементов с интервалом в несколько рядов перфорации. Схема перфорации моделируется подробно, благодаря чему можно исследовать местные концентрации напряжений и деформаций в отдельных перфорационных отверстиях. Рассчитываются три модели нагрузки: статическое давление, динамическое давление с интенсивностью нагрузки, сопоставимой с гидроразрывом, и динамическое давление с интенсивностью нагрузки, сопоставимой с перфорацией. Расчеты выполняются с монотонно возрастающей нагрузкой от давления до достижения высоких значений деформации обсадной колонны.

На рис. 7 показано увеличение диаметра обсадной колонны в результате приложенного давления для трех моделей расчета. Три модели расчета показывают аналогичное увеличение диаметра до статического предела текучести (т.е. 50 МПа), однако за статическим пределом текучести статическое моделирование показывает быстрое увеличение диаметра трубы, ведущее к ее прорыву. С другой стороны, динамическое моделирование с учетом влияния скорости деформации прогнозирует более высокую допустимую нагрузку от давления при гидроразрыве и перфорации. Значения давления, соответствующие увеличению диаметра на 2,54 мм, равны 5,7, 7,5 и 10,6 МПа для статического, гидравлического и перфорационного давления соответственно.

Увеличение диаметра приводит к высокой деформации растяжения в районе перфорационных отверстий. Учитывая начало излома материала обсадной трубы в районе отверстий, деформация растяжения значительно превышает предел упругости, и поэтому может быть представлена пластической деформацией. На рис. 8 представлены максимальные значения пластической деформации в перфорированной обсадной трубе для трех моделей расчета. Там же показано распределение остаточной пластической деформации в результате приложения статического давления 5,3 МПа. Пластическая деформация сильно локализуется на обеих сторонах каждого перфорационного отверстия. Это означает, что обсадная колонна, скорее всего, расколется по оси, если напряжение в отверстиях превысит предел прочности материала на разрыв. Если принять предельную деформацию материала трубы как 10%, то значения давления составят 55,3, 70,7 и 98,7 МПа для статического, гидравлического и перфорационного давления соответственно.

В этом примере демонстрируется, что для прогнозирования допустимого давления при гидроразрыве и перфорации необходимо использовать динамическую модель расчета с учетом влияния скорости деформации на предел текучести и предел прочности материала на разрыв.

–  –  –

5. Расчет соединений обсадных колонн при сдвигающих нагрузках Трещины, формирующиеся в результате гидроразрыва пласта, могут, как следствие, вызвать движение породы. Боковые смещения пласта относятся к противоположным перемещениям относительно плоскости, находящейся под углом к оси скважины. Боковое смещение пласта считается одним из самых тяжелых вариантов нагрузки с точки зрения конструкционной целостности и герметичности соединений обсадных колонн (Се с соавторами, 2011 г.).

Одним из критических сценариев, подлежащих изучению, является сопротивление утечки соединений обсадных колонн, когда они расположены на центральной плоскости сдвига, как показано на рис. 9 слева. В правой части рис. 9 изображено контактное напряжение в районе герметизации, с помощью которого можно оценивать герметичность соединений.

В опубликованных результатах исследований описаны эмпирические соотношения герметичности первосортных трубных соединений в виде функции контактного напряжения и длины участка герметизации. В одном из таких исследований Мёртаджен с соавторами (2004 г.) провели физические опыты и числовое моделирование для исследования взаимоотношений между герметичностью стационарных участков герметизации «металл-металл» и контактным профилем герметизации с использованием и без использования резьбовой смазки.

Они предложили взвешенную площадь контактного напряжения герметизации, Wa, в качестве средства оценки герметичности соединения:

Где Pc(l) — контактное давление герметизации, L — длина участка герметизации, n — корреляционная экспонента. На основании результатов расчета Мёртаджен с соавторами (2004 г.) предложили для n значения 1,2 и 1,4 для соединений с использованием и без использования резьбовой смазки соответственно.

Можно считать, что первосортное соединение обеспечивает приемлемое сопротивление просачиванию, когда взвешенная площадь контактного напряжения герметизации (Wa) превышает некоторое критическое значение Wac:

Основываясь на исследовании доступных данных и внесения предельной скорости утечки по ISO 13679, Се (2013 г.) предложил следующее уравнение для расчета критического значения Wac для трубных соединений при интенсификационном применении (напр., HPHT):

Предполагая, что требуемое внутреннее давление для гидроразрыва равно 96,7 МПа, то критическое значение Wac будет составлять 0,72 1,4.

–  –  –

Пример расчета 17 см соединения (34 кг/м, L80) представлен ниже. Расчет влияния бокового смещения пласта на герметичность соединения методом конечных элементов выполняется в два этапа. Во-первых, определяется усилие сдвига, применяемое к модели соединения. Для расчета обсадная труба моделируется в виде балочных элементов под сдвиговой нагрузкой, где взаимодействие трубы и пласта представлено серией упругих элементов, распределенных вдоль оси модели (Се, 2008 г.). Следует отметить, что определенное здесь усилие сдвига меняется в зависимости от модуля упругости пласта. На втором этапе усилие сдвига, вычисленное на основе балочной модели, применяется к модели соединения трубы, построенной с использованием осесимметрично-асимметричных твердотельных элементов. Модель соединения рассматривает относительно малый интервал с защемленными торцами, чтобы обеспечить формирование результирующих изгибающих моментов. Усилие сдвига применяется к обоим торцам.

На рис. 10 представлены результаты расчета взвешенной площади контактного напряжения герметизации в зависимости от бокового смещения пласта для модулей упругости, равных 2,06 5,17 10,3 13,7 20,6 МПа.

Как показано на рисунке, первое значение взвешенной площади составляет 3,521,4 для всех случаев до применения бокового смещения. Взвешенная площадь уменьшается при боковом смещении и уменьшении модуля упругости. При дальнейшем смещении взвешенная площадь контактного напряжения уменьшается ниже предела герметичности, установленного для сдерживания давления гидроразрыва в 96,5 Мпа. Критические значения смещения пласта, соответствующие пределу утечки, составляют 2,74 мм, 2,08 мм, 1,7 мм, 1,27 мм, 1,16 мм для значений модуля упругости 2,06 5,17 10,3 13,7 20,6 МПа.

В этом примере демонстрируется, что герметичность первосортного соединения может сильно уменьшаться при боковом смещении пласта.

Это должно рассматриваться в качестве критического сценария нагрузки при проектировании обсадных колонн для скважин сланцевого газа.

.

–  –  –

6. Выводы В этой статье представлено несколько соображений по моделированию методом конечных элементов обсадных колонн и их соединений для скважин сланцевого газа. На основании примеров расчета сделаны следующие выводы:

• Представлена методика оценки усталостной стойкости скважины при монтаже (при вращении обсадных колонн вокруг наклонного участка) с использованием расчета соединений труб под изгибающей нагрузкой методом конечных элементов. Критические участки соединения, подверженные усталостному разрушению, находятся во впадинах резьбы рядом с плоскостью входа муфты.

• Для прогнозирования допустимого давления при гидроразрыве и перфорации представлена динамическая модель расчета с учетом влияния скорости деформации на предел текучести и предел прочности материала на разрыв.

• Расчет соединения под сдвиговой нагрузкой методом конечных элементов показывает, что герметичность первосортного соединения может существенно снижаться. Боковое смещение пласта должно рассматриваться в качестве критического сценария нагрузки при проектировании обсадных колоннах для скважин сланцевого газа.

7. Список литературы

1. Abaqus, “User Manual,”Version 6.13, 2013.

2. Dowling, N. E., “Mechanical Behavior of Materials — Engineering Methods for Deformation, Fracture, and Fatigue,” 2nd edition, Prentice Hall, New Jersey, 1998.

3. Fatemi, A. and Socie, D.F., “A Critical Plane Approach to Multi-axial Fatigue Damage Including Outof-Phase Bending,” Fatigue and Fracture of Engineering Materials and Structures, 11, pp. 149165, 1988.

4. Ghassemi, A., “A Geomechanical Analysis of Gas Shale Fracturing and Its Containment,” A Technology Status Report, Texas A&M University, March 2011.

5. Kandil, F.A., Brown, M.W. and Miller, K.J., “Biaxial Low Cycle Fatigue Fracture of 316 Stainless Steel at Elevated Temperature,” Met. Soc. London, 280, pp. 203-210, 1982.

6. Love, A. H., “Fracking: The Controversy Over its Safety for Environment,” Johnson Wright Inc. December 2005.

7. Manjoine, M. J., “Influence of Rate of Strain and Temperature on Yield Stresses of Mild Steel,” Journal of Applied Mechanics, 11, A-211. 1944.

8. Murtagian G R, Fanelli V, Villasante J. A, et al., “Sealability of Stationary Metal-to-Metal Seals,” Journal of Tribology, Vol. 126, No. 3.: 591. 2004.

9. Nikiforuk, A., “Shale Gas: How Often Do Fracked Wells Leak?”The Tyee, January 9, 2013.

10. Payne, M.L., Schwind, B.E., “A New International Standard for Casing/Tubing Connection Testing,” SPE/IADC 52846, Presented at the SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, Holland, March 9-11, 1999.

11. Wittmeyer, H., “Fracking and Well Casing Failures,” Fracwire, June 27, 2013.

12. Xie, J., “Analysis of Oil Well Casing Connections Subjected to Non-axisymmetric Loads,” Abaqus Users’ Conference, Paris, France, May 22-24: 634– 646. 2007.

13. Xie, J. and Liu, Y., “Analysis of Casing Deformation in Thermal Wells,” Abaqus Users’ Conference, RI. 2008.

14. Xie, J., Fan, C., Tao, G. and Matthews, C. M., “Impact of Casing Rotation on Premium Connection Service Life in Horizontal Thermal Wells,” World Heavy Oil Congress, Edmonton, Alberta, Canada, 2011.

15. Xie, J., “Numerical Evaluation of Tubular Connections for HPHT Applications,” Baosteel Conference, Shanghai, China, 2013.

8. Благодарности

Работа, представленная в этой статье, выполнена при поддержке CFER Technologies (Канада). Автор хотел бы искренне поблагодарить доктора Надера Юсефа-Годси (Nader Yoosef Ghodsi), старшего научного сотрудника, за техническую консультацию и помощь в рецензировании этой статьи.

–  –  –

Интеграция технических и бизнес-процессов для достижения оптимизации работы добывающего производственного оборудования Майкл Шатны (Michael Szatny) и Марк Лохманн (Mark Lochmann) Halliburton Landmark Graphics Аннотация Возрастающие требования к нефтегазовой отрасли в связи с растущим спросом на энергию при нехватке технических специалистов, более сложные месторождения и растущая глобальная конкуренция делают особенно важным для добывающих компаний способность быстро принимать точные и обоснованные решения по разработке месторождений, эффективно используя опыт технических специалистов. Отрасли, которая испытывает нехватку опытных специалистов, требуются информационные технологии, позволяющие расширить доступность технических экспертов и обеспечить принятие высокоуровневых бизнес-решений на основе научной оценки предприятия. Гибкие системы автоматизации рабочих процессов теперь могут использовать технические производственные приложения на инженерном уровне и помещать их в вычислительную среду, где они могут быть интегрированы с системами управления бизнес-процессами (BPM) для создания автоматизированных рабочих процессов на уровне предприятия. Уже в начальных реализациях удалось добиться повышения эффективности операций по добыче, снижения затрат времени сотрудников на выполнение рутинных операций, улучшенного использования неопределенностей при принятии решении на уровне бизнеса, а главное — повышения производительности пласта.

Компания Halliburton заключила партнерское соглашение с SIMULIA по поставке усовершенствованных технологий, которые традиционно использовались для комплексных производственных и проектных приложений в нефтегазовой отрасли. Компания Halliburton адаптировала программные продукты iSight® и FIPER® для обычных повседневных операций инженеров-технологов в нефтегазовой отрасли с целью повышения эффективности их работы.

Halliburton продает технологии SIMULIA iSight и FIPER в нефтегазовой отрасли под новым названием AssetConnect™ в рамках технологического комплекса Landmark’s DecisionSpace® for Production™.

1. Введение Нефтегазовая отрасль испытывает нехватку рабочей силы, оборудования и технического обслуживания, стараясь при этом справиться с мировым спросом на энергию, который предположительно вырастет с 230 миллионов баррелей в нефтяном эквиваленте в день (BOE/д) сегодня до 335 миллионов BOE/д в 2030 году. Таким образом, возлагаются большие надежды на научно-технический прогресс, который поможет справиться с возросшим спросом на энергоносители. Это означает еще более сложную производственную среду и, как следствие, необходимость применения более строгих решений. Кроме того, наиболее опытный инженерно-технический персонал через 5–10 лет выйдет на пенсию. По этой причине необходимо существенно повысить производительность рабочей силы за счет цифровой автоматизации нефтепромысла для управления более интенсивной разведкой и добычей в будущем.

Проблемы отрасли

• Большие объемы данных

• Усовершенствованные методы сбора данных

• Совершенствование аппаратного обеспечения для анализа большего объема данных

• Совершенствование сбора данных сейсморазведки • «Смена экипажа» в отрасли

• Утечка имеющихся знаний

• Новое поколение рабочей силы

• Нефть больше не достается легко

• Рост затрат

• Сложные рабочие процессы

• Совместная работа в глобальном масштабе

• Повышение заинтересованности клиентов в эксплуатационной эффективности

–  –  –

Многие рабочие процессы по добыче требуют от инженеров координации потоков данных между множеством разрозненных приложений. Исследования показали, что около 70% времени инженера затрачивается на сбор, форматирование и преобразование данных для использования их в разных приложениях. Для стандартных операций по добыче (т.е. рабочих процессов) подобные затраты времени можно значительно уменьшить путем создания автоматизированной системы для выполнения заданного рабочего процесса.

Автоматизация рабочих процессов не только сокращает время выполнения подобных рутинных операций, но и обеспечивает системность методов, снижает вероятность ошибок ввода, а также создает хранилище «практического опыта», которое можно поддерживать во время того, как специалисты (и их знания) становятся частью добывающего предприятия и покидают его.

Многие годы автоматизированные рабочие процессы были частью проектных и производственных циклов в других отраслях, включая авиакосмическое, автомобильное и промышленное производство. В этих отраслях приложения и источники данных соединяются друг с другом, а также используются стохастические методы расчета и оптимизация для повышения общей производительности.

В производственной среде нефтегазовой отрасли стандартные рабочие процессы могут включать в себя следующее:

–  –  –

2. Бизнес-потребности нефтегазовых компаний Экосистема программного обеспечения в среде нефтегазового производства в течение нескольких лет была сильно фрагментирована.

Отдельные добывающие предприятия имели возможность выбирать программное обеспечение и решения для управления данными по собственному усмотрению на основании конкретных потребностей и условий эксплуатации. В результате информационная инфраструктура нефтегазовых компаний стала настолько перегруженной большим количеством отдельных инженерных приложений и систем управления данными, что ей потребовалась поддержка. Многие годы подобная нерациональность допускалась из-за относительно высокой операционной маржи, которой можно было достичь. В наше время все изменилось. Необходимость принятия мер в отрасли обусловлена более высокой стоимостью добычи из более сложных пластов и снижением количества специалистов по нефтегазовой отрасли, выпускаемых университетами, которые могли бы заменить примерно 40% рабочей силы, выходящей на пенсию в течение следующих 15 лет.

–  –  –

Проблема усугубилась из-за отмены собственных программ обучения во многих крупных нефтяных компаниях и закрытия исследовательских центров в крупнейших компаниях. Эти потери были вызваны низкими ценами на нефть, которые привели к общему спаду в отрасли после нефтяных кризисов.

За последние 5 лет нефтегазовые компании осознали необходимость в повышении эффективности операций по добыче с помощью цифровых технологий. Подобные инициативы вводились под разными именами, такими как iField™ (Chevron), SmartField™ (Shell), Digital Oil Field (BP) и Digital Asset® (Halliburton). Хотя точные результаты еще не подсчитаны, ожидается, что они согласуются с расчетами Cambridge Energy Research Associates (CERA) для добывающих компаний, внедряющих цифровые нефтепромысловые технологии. С повышением добычи примерно на 4% коэффициент нефтеотдачи пласта увеличился на целых 3%, а затраты снизились на 9%.

–  –  –

Эти инициативы обладают общими элементами, такими как взаимодействие, автоматизация и интеграция, как показано на схеме высокоуровневых бизнес-операций, представленной недавно компанией Microsoft.

–  –  –

3. Подходы к организации рабочего процесса Digital Asset® Большинство согласится с классификацией элементов организации рабочего процесса Digital Asset®, однако люди, процессы и технологии часто сильно различаются. Изначально некоторые компании пытались объединить программные системы и данные с помощью собственного программного обеспечения или электронных таблиц Excel и макросов. На первый взгляд, это решение кажется приемлемым, однако многие компании столкнулись с серьезными проблемами по поддержке этих систем в течение длительного времени. Другая методика создания комплексных автоматизированных рабочих процессов заключается в замене имеющихся систем и программного обеспечения решением типа «все в одном», которое предоставляет необходимые функциональные возможности в единой среде от одного поставщика технологий. Этот метод кажется хорошей альтернативой разработке собственных решений. Однако следует понимать, что компании уже направили серьезные инвестиции в текущие системы и программное обеспечение, которые в данный момент используются для принятия важных бизнес-решений. Замена имеющихся проверенных систем и программного обеспечения очень рискованна и часто влечет за собой непредвиденные компромиссы по производительности и возможностям.

Компания Halliburton применила третий подход, позволив нефтегазовым компаниям сохранить имеющиеся программные технологии и источники данных, но при этом предоставила общую платформу для интеграции программного обеспечения и автоматизации. Такое сочетание гибкости и эксплуатационной технологичности повысит эффективность операций по добыче при существенном снижении расходов на общее обслуживание систем. Кроме того, в Halliburton приняли во внимание, что подобные технологии уже существуют в других производственных и обрабатывающих отраслях.

В настоящее время Halliburton применяет технологии следующих компаний:

• Rockwell Automation (бывшая Incuity) — объединенная модель данных

• Rockwell Automation (бывшая Pavilion) — моделирование данных / управление и оптимизация в реальном времени.

• SIMULIA (бывшая Engineous) — автоматизация рабочих процессов Умело используя существующие технологии, компания Halliburton смогла обойти своих конкурентов и стать лидирующим поставщиком интегрированных систем операций по добыче (IPO).

4. Технологии SIMULIA iSight и FIPER Технологии SIMULIA iSight и FIPER играют важную роль для Halliburton. За последние 3 года компания Halliburton расширила платформу iSight, чтобы поддержать высокоуровневое программного обеспечение для моделирования нефтеносных пластов, скважин, сетей и объектов. Кроме того, Halliburton распространила применение приложений iSight и FIPER на нестандартные области. Например, использование iSight компанией Halliburton фокусировалось на рабочих процессах, таких как проектирование интенсификации скважин и анализ неопределенности пласта, которые разумно согласовывались с традиционными процессами CAD/CAE, а для других рабочих процессов, включая анализ испытания скважины и гидродинамические исследования скважины, требовались такие элементы, как непрерывный мониторинг условий, интерактивный процесс утверждения и визуализация рабочих процессов. Эти элементы обычно присутствуют в программных системах управления бизнес-процессами (BPM) в масштабах предприятия. Тем не менее, традиционные BPMсистемы не способны к интеграции требуемого уровня технического программного обеспечения.

Комплексы iSight и FIPER, предлагаемые SIMULIA, предоставляют компании Halliburton требуемый уровень интеграции приложений, управления рабочими процессами и архитектурной гибкости для внедрения серии из более 30 взаимозависимых, важных для бизнеса рабочих процессов для одного заказчика на одном добывающем предприятии. Многие из этих рабочих процессов протекают в режиме 24/7 и постоянно применяются операционным персоналом для принятия решений в реальном времени. Примером таких рабочих процессов реального времени является проверка испытания скважины.

5. Процесс проверки испытания скважины от Halliburton Добыча нефти и газа является динамически изменяющимся процессом. Мало того, что точные характеристики нефтеносного пласта неизвестны, — часто очень трудно получить точные динамические и сводные данные (за период времени) по производительности скважины.

Причиной этого может быть удаленное расположение скважины или отсутствие измерительной аппаратуры в конкретной скважине.

Разумеется, производительность скважины за период времени является очень ценной информацией при попытке «оптимизировать»

добычу углеводородов. В действительности скважины испытываются ежемесячно или ежеквартально. В ходе испытания скважина изолируется от других скважин в сети, чтобы ее характеристики можно было измерить независимо. Зачастую производится «закрытие»

некоторых скважин для испытания других. В результате частота испытания сводится к минимуму, чтобы не срывать общую добычу.

Результаты испытания скважины используются для распределения дохода по хозяйственным единицам, адаптации моделей пластов по динамике добычи и калибровки моделей скважин. Калибровка моделей скважин является важной частью общего понимания рабочего состояния скважины. Если результаты испытания скважины не соответствуют данным, полученным из прогнозной гидравлической модели (например, PROSPER), то инженер должен принять решение о корректировке характеристик пласта (т.е. пониженного забойного давления) или адаптации самой модели скважины (т.е. скин-фактора). Процесс проверки испытания скважины является основным кандидатом на автоматизацию.

–  –  –

Используя технологию интеграции iSight, группа специалистов Halliburton смогла автоматизировать многие простые, но вместе с тем трудоемкие ручные этапы процесса испытания скважины.

Этот процесс можно разложить на 4 основных этапа:

Этап 1. Обнаружение тестового события посредством непрерывного мониторинга положений клапанов скважины из системы сбора данных в реальном времени.

Инженер получает оповещение о событии и предложение подтвердить правильность испытания.

–  –  –

Используя технологию iSight, компания Halliburton смогла сократить затраты времени на проверку испытания скважины с одного дня до всего 15 минут.

Приведенный выше пример проверки испытания скважины использует несколько упрощенный вид процесса в целях демонстрации, а фактическая реализация этого рабочего процесса внутри первоклассной производственной среды мирового уровня может выглядеть так, как представлено на рис. 9.

–  –  –

7. Преимущества Компания Halliburton недавно внедрила технологии iSight и FIPER (включая AssetConnect совместно с управлением данными и визуализацией от комплекса Landmark DecisionSpace for Production) в новой плавучей установке для добычи, хранения и отгрузки нефти.

Задокументированные на настоящий момент преимущества включают в себя:

• Оптимизация дебита скважин принесла увеличение добычи на 50 000 баррелей в день.

• Доступность системы Landmark DecisionSpace for Production с самого начала добычи обеспечила доступность ключевых эксплуатационных данных персоналу предприятия в море и на суше, а также удаленный доступ к данным для экспертов за пределами добывающего предприятия для поддержки безупречных пусковых операций. Доступность скважины и время бесперебойной работы объектов значительно увеличились (около 95% по сравнению с прогнозом в 50-65%) за первые 6 месяцев добычи.

• Предотвращение потери возможностей по добыче за счет своевременного доступа и анализа данных обеспечило существенную экономию. По консервативной оценке экономия в этом направлении (несмотря на колебания цен на нефть) составит более 10 млн долл.

только за первый год. Конкретная цифра все еще определяется и будет зависеть от поддержки системы в будущем.

• Автоматизация взаимозависимых и повторяющихся рабочих процессов позволила на 98% снизить непроизводственные затраты времени инженеров, связанные со сбором, сортировкой, анализом данных и формированием отчетов.

• Система Landmark DecisionSpace for Production использует практический опыт и навыки сотрудников предприятия в рабочих процессах посредством автоматизации. Эта система помогает зафиксировать знания и снизить утечку опыта при переводе персонала на другие рабочие места. Кроме того, рабочие процессы предоставляют структурированный метод по введению новых сотрудников в бизнеспроцессы предприятия.

• В данном случае Landmark предоставила заказчику полное техническое решение по рабочим процессам, состоящее из доступа к данным из нескольких источников, визуализации данных и мониторинга, а также исполнения и взаимодействия рабочих процессов.

Система на данный момент поддерживает более 30 различных рабочих процессов, многие из которых выполняются в режиме 24/7.

Технология SIMULIA FIPER, которая теперь называется Simulation Engine Environment (SEE), была критически необходима для управления исполнением и поддержкой большого количества рабочих процессов.

8. Выводы Благодаря SIMULIA компания Halliburton смогла сохранить технологическое лидерство в предоставлении цифровых решений по автоматизации нефтепромысла. Halliburton постоянно ищет другие технологии за пределами нашей отрасли для их использования в наших ценных интегрированных системах операций по добыче.

9. Список литературы

1. Sankaran, S., Olise, M., Meinert, D., Awasthi, A., ”Realizing Value from Implementing i-Field(tm) in a Deepwater Greenfield in Offshore Nigeria Development”. SPE Paper No. 127691. Presented at the SPE Intelligent Energy Conference and Exhibition, The Netherlands, March 2010.

2. Microsoft Global Energy Forum, January 21, 2010, Houston, Texas

3. O.S. Adeyemi, S.G. Shryock, S. Sankaran, O. Hostad, J. Gontijo, “Implementing “I-Field” Initiatives in a Deepwater Green Field, Offshore Nigeria”. SPE Paper No. 115367. Presented at the Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, 2008.

4. Szatny, M. “Integrating business and technical workflows helps achieve asset-level production optimization”World Oil Magazine, Nov. 2008.

5. Peries, C. “SOA Removes Traditional E&P Barriers to Production Optimization” Zeus Technology Magazine, October 2008.

6. Szatny, M. “Enabling Automated Workflows for Production” SPE 109859 Presented at 2007 ATCE Conference in Anaheim, California, Nov. 2007.

–  –  –

анализа поровая порода-коллектор задается пороэластичной.

Плотные участки, включая окружающие резервуар участки с пустой породой, задаются линейно-эластичными. Итерационные шаги эластичного геостатического анализа повторяются до тех пор, пока оседание, соответствующее принятым показателям гравитационной нагрузки, не приблизится к нулю. После завершения анализа мы получаем распределение напряжения, которое уравновешивает принятые нагрузки и удовлетворяет граничным условиям. Рис. 5. Исходные значения показателей пористости при моделировании движения потока (слева) и после отображения данных на сетку конечных Для дальнейшего анализа порода-коллектор задается элементов (справа).

упругопластичной. При этом за исходный показатель берется пластичность глины и задается экспоненциальный коэффициент отвердевания. Значения вертикального распределения напряжения, полученные при эластичном анализе, используются для расчета коэффициентов сжатия породы-коллектора. Они применяются для расчета логарифмического пластичного объемного модуля упругости, а также для последующих расчетов этого показателя для поровой области. Коэффициенты сжатия также используются для обновления параметров упругоэластичных Рис. 6. Поровое давление (Па) после моделирования движения потока свойств непоровых областей, в том числе окружающих резервуар (слева) и после проведения упругопластичного геомеханического анализа участков с пустой породой. После проведения этих расчетов (справа).

показатели упругопластичных материалов используются в стационарном анализе процесса движения поровой жидкости и оседания. Проводится 30 циклов анализа с использованием 30 наборов данных из истории изменения порового давления, полученных при моделировании движения потока. В ходе анализа мы получаем значения пластической деформации и оседания для резервуара и окружающих его пустых пород.

Анализ полученных результатов Рис. 7. Вертикальное оседание в области резервуара.

Используемая в геомеханическом анализе сетка отличается от сетки, полученной при моделировании движения потока.

В частности, при геомеханическом анализе были объединены слои 2 и 3 использовавшейся при моделировании сетки.

В связи с этим важно проследить, чтобы переменные, в том числе значения порового давления и начальные показатели пористости, сохранились при изменениях сетки. Специально для этого в Abacus разработана функция отображения данных.

На рисунке 5 представлено сравнение начальных данных показателей пористости двух сеток. Значения перенесены на сетку геомеханического анализа в полном соответствии с исходными Рис. 8. Пластическая деформация в вертикальном направлении в момент половинного (слева) и полного истощения месторождения (справа).

данными.

На рисунке 6 показаны границы областей значений порового давления после моделирования движения потока и проведения упругопластичного геомеханического анализа. Значения порового давления в результатах геомеханического анализа соответствуют граничным условиям, которые получены методом сгущения сетки.

На рисунке 7 показаны границы областей вертикального оседания в области резервуара после проведения анализа. Верхняя граница резервуара смещается вниз и достигает в верхней точке значения около 4 см.

Рис. 9. Вертикальная осадка грунта (м).

–  –  –

На рисунке 8 показаны границы областей пластической деформации в вертикальном направлении в момент половинного и полного истощения месторождения. Они нанесены на планы нефтегазоносной области резервуара. Значения пластической деформации возрастают с течением времени; это иллюстрирует сужение нефтегазоносной области по мере добычи углеводородов.

На рисунке 9 показаны границы областей вертикального оседания грунта. Максимальная осадка (около 2,5 см) происходит прямо над резервуаром. При удалении от резервуара значения осадки уменьшаются.

На рисунке 10 показаны границы вертикальной осадки грунта на плане модели. Нефтегазоносные участки выделены красным цветом. Цветные утолщенные линии — это изолинии Рис. 10. Вертикальная осадка грунта (м).

оседания -0,5 мм и -2,5 мм.

Вертикальное оседание грунта уменьшается по мере удаления от максимального значения, которое достигается в месте, находящимся прямо над резервуаром. На горизонтальном расстоянии от резервуара, равном ширине его нефтегазоносной области, осадка составляет менее 1 мм.

На рисунке 11 показаны границы вертикального оседания поверхности из примера, рассмотренного в [1]. Видно, что результаты с небольшой погрешностью совпадают со значениями, отображенными на рисунке 10.

Метод, представленный в данной статье, позволяет рассчитать сужение нефтегазоносной области и оседание грунта. Общую геомеханическую модель можно использовать для получения более точных данных в малых масштабах методом сгущения сетки, например для расчета устойчивости ствола скважины. Описанный здесь метод можно также использовать в итерационном геомеханическом моделировании. Изменения показателей пористости, происходящие при сужении нефтегазоносной области резервуара, используются в моделирования движения Рис. 11. Вертикальное оседание поверхности из примера, рассмотренного в [1].

углеводородов для расчета изменения показателей проницаемости на разных этапах моделирования.

Благодарности Коллектив разработчиков DS SIMULIA выражает благодарность компании Eni, SpA за предоставление данных для моделирования и модель PUNQ.

Список литературы 1. “Numerical Simulation of Compaction and Subsidence using Abaqus,” G. Capasso and S. Mantica, Abaqus Users’ Conference, 2006, Boston, USA.

2. “Field Scale Geomechanical Modelling using a New Automated Workflow,” S. Monaco, G. Capasso, S. Mantica, D. Datye, and R. Vitali, International Petroleum Technology Conference, 7-9 February 2012, Bangkok, Thailand.

–  –  –

Рис. А2. Сравнение результатов тестов на прочность образцов без дефектов Рис. А3. Зависимость эквивалентной деформации и пространственного и с дефектами с аналитическими данными Abaqus напряжения, средние значения пространственного напряжения.

Достигнуто совпадение данных анализа Abaqus/Standard и результатов эксперимента с малой погрешностью. При уменьшении радиуса основания надреза наблюдается увеличение прочности на разрыв и устойчивости к деформации, но при этом снижается порог деформации при разрыве. Такое поведение указывает на увеличение пространственной деформации в напряженном состоянии при уменьшении радиуса основания надреза.

Критические точки всех контрольных образцов находятся в их центрах. На рисунке А3 изображен график эквивалентной пластической деформации как функции от пространственного напряжения в фиксированной критической точке.

Среднее пространственное напряжение для всех образцов, показанное на рисунке А3 пунктирной красной линией, определяется по формуле

–  –  –

Наша платформа 3DEXPERIENCE® является мощным фундаментом для фирменных приложений, охватывающих 12 разных отраслей, и предлагает обширный портфель профильных решений.

Компания Dassault Systmes воплощает принцип 3DEXPERIENCE®, обеспечивая отдельных людей и компании виртуальной средой для создания устойчивых инноваций. Ведущие решения компании помогают изменить подход к разработке, производству изделий и сервису.

Приложения для взаимодействия от Dassault Systmes способствуют поиску социальных инноваций, позволяя виртуальному миру улучшать мир реальный. Обеспечивая поддержку свыше 190 тыс. заказчиков, Dassault Systmes работает более чем в 140 странах мира, с компаниями любого размера из всех отраслей промышленности. Для получения более подробной информации посетите сайт www.3ds.com.

Похожие работы:

«ОЗЁРА УДОМЕЛЬСКОГО Р-НА ТВЕРСКОЙ ОБЛАСТИ. Удомельский район-это часть обширной территории, необыкновенно насыщенной озёрами и охватывающей северо-западные районы Тверской области и восточные Новгородские области. Эта территория вытянута с юго-запада на северо-восток на 350-400 км., ширина п...»

«Hortus botanicus, 2010, http://hb.karelia.ru МИГРАЦИЯ И АККЛИМАТИЗАЦИЯ ВРЕДНЫХ ОРГАНИЗМОВ ПРИ ИНТРОДУКЦИИ РАСТЕНИЙ В ОРАНЖЕРЕЯХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА РОССИИ Н.С. Рак, С.В. Литвинова Интродукция и акклим...»

«Брошюра для родителей, в семье которых появился ребенок с синдромом Дауна Волгоград, 2014 год Вектор добра Брошюра для родителей, в семье которых появился ребенок с синдромом Дауна Составители: Л.Е.Магнитская, Ю.И.Остапенко В брошюре собрана информация для родителей новорожденных детей с синдромом Дауна, необходимая для принятия еди...»

«Растениеводство РАСТЕНИЕВОДСТВО УДК 633.853.494:631.55 Д.В. Виноградов ВЛИЯНИЕ СПОСОБОВ УБОРКИ НА ПРОДУКТИВНОСТЬ ЯРОВОГО РАПСА Исследована эффективность применения десикации и сеникации на посевах ярового рапса в условиях Рязанской области. Изучена интенсивность подсушивания семян рапса препаратом реглон и...»

«Boutique Tur Принимающий туроператор в Испании АРЕНДА В ИСПАНИИ. КОСТА БЛАНКА. АПАРТАМЕНТЫ У МОРЯ С ПЕСЧАНЫМ ПЛЯЖЕМ. 1. ГОРОД ТОРРЕВЬЕХА Квартира в 500 метрах от песчаного пляжа Del Cura. Квартира находится в центре города на 2 этаже и состоит из салона, кухни, 1 спальни и 1 санузла. Полностью...»

«ФИЛОСОФСКИЕ НАУКИ УДК 1(091)128 Кожемяченко Наталья Родионовна Kozhemyachenko Natalya Rodionovna кандидат философских наук, PhD in Philosophy, доцент кафедры философии Assistant Professor, Philo...»

«2.2.61 Класс 6.1 Токсичные вещества 2.2.61.1 Критерии 2.2.61.1.1 Название класса 6.1 охватывает вещества, о которых известно по опыту или в отношении которых можно предположить, исходя из результатов экспериментов, проведенных на животных, что они могут – при однократном или непродолжител...»

«База нормативной документации: www.complexdoc.ru ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ И ПРОЕКТНЫЙ ИНСТИТУТ ЦЕМЕНТНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ "ГИПРОЦЕМЕНТ" Утверждаю Зам. Председателя Госс...»

«Панорамный трансивер для PSK31. ( журнал QST june 2000, Howard (KH6TY) и Dave (NN1G ) Комбинация недорогого трансивера и бесплатного программного обеспечения дадут Вам возможность работать на PSK-31 с минимальными затратами! Добавьте к этому получаемую радость и гордость за самостоятельно и...»

«Синяя книга. Сказы Нового Времени: [для взрослых детей и их родителей], 2010, 151 страниц, Валентина Юрьевна Миронова, 5990228716, 9785990228719, издательство не указано, 2010 Опубликовано: 16th September 2011 Синяя книга. Ск...»

«СПЕЦИАльНАя ТЕМА: ОбРАзОвАНИЕ НА ПОСТСОвЕТСКОМ ПРОСТРАНСТвЕ УДК 81.272 Роль коммуникативного фактора в интеграции образовательных систем стран постсоветского пространства1 В статье рас...»

«The views expressed in this paper are the views of the author and do not necessarily reflect the views or policies of the Asian Development Bank (ADB) or its Board of Directors, or the governments they rep...»

«Слово об ангелах Примечания Слово об ангелах Не для удовлетворения пустому любопытству или любознательности, но единственно с целью спасения нашего предлагается здесь слово о Ангелах. Ангелы находятся в непрестанной неутомимой заботе о судьбе нашей: Ангелы Света употребл...»

«ТЕОРИЯ И ПРАКТИКА ОБЩЕСТВЕННОГО РАЗВИТИЯ (2013, № 9) УДК 304.2 Новиченко Олег Владимирович Novichenko Oleg Vladimirovich Северо-Кавказский федеральный университет North-Caucasian Federal University dom-hors@mail.ru dom-hors@mail.ru ОСНОВНЫЕ ТЕНДЕНЦИИ MAIN TRENDS ТРАНСФОРМАЦИИ ПОЛИТИЧЕСКИХ IN TRANSFOR...»

«Прогулка в парке Кири Берч Бах. Начинаю уставать! Кажется, что прошли часы, но этого не может быть. Жизнь не всегда была такой. Вчера. только вчера? Жизнь была другой. Спокойнее, для начала. Менее. менее. как же это сказать? Ах да, менее фатальной. Бах. И менее кровавой. Больше с...»

«КУДОЯРОВА ПЕЩЕРА1 ). (РАЗСК А ЗЪ —ПРЕД АНІЕ). „ Ч то с та р и н а, то и дянь! Синему морю на утшенье, Л добрынъ людямъ н а п ослуш анье, В е с д н и ъ м олодцам* а а потш нье!. I. Въ путв-дорогу! Не успло еще майское солнце освтить своими живитель­ ными золотистыми...»

«База нормативной документации: www.complexdoc.ru РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ "ЕЭС РОССИИ" ДЕПАРТАМЕНТ ГЕНЕРАЛЬНОЙ ИНСПЕКЦИИ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И СЕТЕЙ ТИПОВОЕ ПОЛОЖЕНИЕ О КАБИНЕТЕ ОХРАНЫ ТРУДА В ОРГАНИЗ...»

«Балтийский тендерный центр Организация управления закупками автономного учреждения с учётом последних изменений законодательства (223-ФЗ) www.baltictender.ru www.study-baltic.ru •Закупки для нужд автономного учреждения: грамотное применение 223-ФЗ. Визитная карточка лектора Дон Виктор Викторов...»

«ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ "ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ МОРСКОГО И РЕЧНОГО ФЛОТА ИМЕНИ АДМИРАЛА С. О. МАКАРОВА" ВЕСТНИК ГОСУДАРСТВЕННОГО УНИВЕРСИТЕТА МОРСКОГО И РЕЧНОГО ФЛОТА ИМЕНИ АДМИРАЛА С. О. МАКАРОВА Выпуск...»

«Сценарий игры Индокитай Предисловие Формат игры Игра проводится с разбивкой по миссиям с перерывами. Активная фаза миссии длится 45 минут, перерыв (сезон дождей) – 15 минут. Во время сезона дождей боевых действий не ведется, но в эт...»

«ПУБЛИЧНЫЙ ДОКЛАД ПО РЕАЛИЗАЦИИ МЕРОПРИЯТИЙ ПО МОДЕРНИЗАЦИИ СИСТЕМЫ ОБЩЕГО ОБРАЗОВАНИЯ В ЛЕНИНСКОМ МУНИЦИПАЛЬНОМ РАЙОНЕ В 2011 ГОДУ И ЗАДАЧИ НА 2012 ГОД За последние 20 лет российское образование ещё никогда не находилось в столь интенсивной динамике изменений. По инициативе Президента и Правительства РФ в системе общего образо...»

«Условия предоставления кредитов при отсутствии или недостаточности денежных средств на Счете (овердрафт) физическим лицам в ПАО "О.К. Банк" Термины и определения АБС автоматизирован...»

«1 Содержание Перечень планируемых результатов обучения по 1. дисциплине, соотнесенных с планируемыми результатами освоения образовательной программы 4 2. Место дисциплины в структуре образовательной 4 программы 3. Объем дисциплины в зачетных единицах с указанием количества академических или астрономических часов,...»








 
2017 www.net.knigi-x.ru - «Бесплатная электронная библиотека - электронные матриалы»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.