Способ определения режима работы системы газлифтных скважин

Способ определения режима работы системы газлифтных скважин

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (я)5 Е 21 В 43/00

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕ

ВЕДОМСТВО СССР (ГОСПАТЕНТ СССР) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К ПАТЕНТУ (21) 4922369/03 (22) 28.03.91 (46) 07.02.93. Бюл. М 5 (71) Нижневартовский научно-исследовательский проектный институт нефти (72) M.З.Шифрин, B.À.Ëåoíoa, В.В.Тарабрин и О.В.Шишотова (73) В.А.Леонов (56) ГД 39-014735-219-88 Методическое руководство flo регулированию технологических режимов работы газлифтных скважин, В НИИнефть, Авторское свидетельство СССР

М 1691659, кл. Е 23 В 43/00, 1989 (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ РЕЖИМА РАБОТЫ СИСТЕМЫ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН (54) Изобретение позволяет повысить эффективность способа за счет увеличения точности выбора оптимальных режимов газлифтных скважин с учетом их взаимодействия. При реализации способа возмущают работу системы "скважины-пласт", измеряют технологические параметры на скважинах, одновреМенно реагирующие

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области газлифтной добычи нефти, и может быть применено для оптимизации работы в системе скважин с учетом их взаимодействия через продуктивный пласт и (или) нефтегазосбор.

Известен способ определения. режимов работы системы газлифтных скважин (РД

39-0147035-219-88 "Методическое руководство по регулированию технологических режимов работы газлифтных скважин", „„Я2ÄÄ 1794179 А3 на это возмущение, определяют динамику изменения этих параметров во времени для каждой скважины, находят изменение корреляционной связи между технологическими параметрами от времени запаздывания отклика реакции при возмущении и по их максимальным значениям выделяют взаимодействующие скважины, затем определяют зависимости дебита от расхода газа, находятдля них постоянные коэффициенты, используя последние, находят технологические режима, устанавливают их значения на скважинах, замеряют дебит скважин с момента истечения времени запаздывания отклика реакции от возмущения, при чем при рассогласовании дебитов с расчетными корректируют постоянные коэффициенты— кривой зависимости дебита от расхода газа, соответственно определяют и устанавливают новые значения технологических режимов на скважинах, повторяют операцию до достижения равенства между фактическим и расчетным дебитами для всех взаимодействующих газлифтных скважин. 3 з.п. ф-лы, 5 табл. 1 ил.

4 разработка ВНИИнефть), включающий пол- Q учение информации по дебитам в системе скважин, определение корреляционной связи между массивом данных по дебитам, построение корреляционной матрицы и выявление взаимодействующих скважин в системе, выделение их подгруппы по тесноте связи между параметрами. дебита, построение усредненной зависимости дебита от расхода газа для каждой подгруппы ск важин. и установление по ним единого оптимального технологического режима.

1794179 симальным значениям выделяют взаимодействующие скважины, затем после определения коэффициентов зависимостей дебита от расхода газа находят технологи5 ческие режимы, а после установки их значения замеряют дебиты скважин с момента истечения времени запаздывания отклика реакции от возмущения, причем при рассогласовании дебитов с расчетными корректируют коэффициенты зависимости дебита от расхода газа и, соответственно, определяют новые значения технологических режимов.

2. Технологические режимы при ограниченном ресурсе компримированного газа

15 определяют по формуле:

Vi—

20 где Vi — технологический расход газа для 1-й . скважины, м /сут;

Vo — ограниченный ресурс компримированного газа по взаимодействующим газлифтным скважинам, м /сут;

Ai, Вь С вЂ” коэффициенты; аппроксимирующие зависимости дебита от расхода газа

30 для l-й скважины полиномом второй степени(0 =АМ + ВМ+ С );

Qi — дебит i-ой скважины, т/сут.

3. Технологические режимы при ограниченной добыче определяют по формуле

Vi=

40 1

Ai (2) 45 где Qo — ограниченная (заданная) добыча по взаимодействующим газлифтным скважинам, т/сут;

4. Технологические режимы при мини50 мизации расхода компримированного газа на единицу добычи определяют по формуле:

Vi=

+ В /2 Ai реагирующих на это возмущение, измеряют технологические параметры и определяют 55 динамику их изменения во времени для каждой скважины, находят изменение корреляционных связей между технологическими параметрами от времени запаздывания отклика реакции при возмущении и по их макА g 11Ai

1=1

Bi (3) 2Ai

Известен способ определения режима работы системы гаэлифтных скважин, включающее одновременно измерение рабочего давления газа на скважинах, определение его изменения при постоянных значениях расхода газа во всех скважинах, нахождение корреляционной связи между ними, построение корреляционной матрицы и определение взаимодействующих газлифтных скважин, получение для них зависимости дебита от расхода газа, определение и установление технологических режимов на скважинах, сопоставление фактического дебита с расчетными для каждой скважины, корректировку зависимости дебита от расхода газа для тех скважин, по которым рассогласовываются фактические и расчетные дебиты, определение новых технологических режимов для скважины с учетом откорректированных зависимостей дебита от .расхода газа и повторение операции до достижения равенства между фактическими и расчетными дебитами. Эффективность данного способа снижается иэ-за того, что. не возмущают работу системы "скважины-пласт" перед тем, как осуществляют измерение динамики давления ra3a на скважинах; не учитывают изменение корреляционной связи между работой скважин от времени запаздывания прохождения сигнала, т.е. не учитывают их максимальное значение, а значит не учитываются более информативные данные о взаимодействии скважин; не учитывают время запаздывания сигнала между скважинами при замере дебитов (для получения его изменения от расхода газа), то есть не учитывают время истечения взаимодействия между скважинами, из-за чего снижается точность и оперативность получения замеров, Целью изобретения является повышение эффективности способа за счетувеличения точности выбора оптимальных режимов работы газлифтных скважин. Положительный эффект от использования изобретения выражается в дополнительной добыче нефти и (или) снижении расхода газа высокого давления, Указанная цель достигается за счет следующих решений;

1. Предварительно возмущают работу системы "скважины-пласт" и в скважинах, и

Vp+ Х В/2Ai

1=1 Bi

2А, Al g 1/Al

1794179 (Bi/2 Al )2

l =1

Со

1/Al

1=1 п

+), Cl

l=1

Bf/4 Ai + (4) При реализации способа выполняют операции по четырем этапам.

На первом этапе воздействуют на режим работы системы "скважины-пласт" путем изменения: объема жидкости, подаваемой в пласт через нагнетательные скважины; расхода компримированного газа; режимов (останавливая или запуская) работы группы скважин; режимов работы системы нефтегазосбора. Тем самым изменяют технологические параметры работы гаэлифтных скважин, реагирующих на это возмущение(например, дебит, рабочее давление газа, устьевое давление или температура, динамический уровень, давление в газлифтном подъемнике или на забое скважины) и получают динамику изменения этих параметров во времени для каждой скважины газлифтного комплекса, На втором этапе определяют взаимодействующие скважины газлифтного комплекса.

Исследование взаимодействия между газлифтными скважинами осуществляют статическими методами на базе анализа временных рядов наблюдений динамики изменения технологических параметров по скважинам, реагирующим на возмущение системы "скважины+пласт" (эти параметры могут быть разными в зависимости от характера и условий эксплуатации).

Степень взаимодействия устанавливают по характеру взаимокорреляционных функций: т — - — -й.

Dx О о х (Y{t - г) - Y)dt (5) где X(t), Y(t) — динамика изменения технологических параметров на произвольно выбранной паре скважин;

Х, Y. и 0», 0у — соответственно, матожидания-и дисперсии процессов;

Т вЂ” период наблюдения за динамикой изменения технологических параметров, к — запаздывание отклика реакции на возмущение, Матожидание и дисперсии определяют из следующих формул:

n — k

Х - „Xl и — k

"- - ; 1„") (6) 1 и

VÃ()„Я (Х1 - Х) и — k 1=1

VÃÐ, - . (Yl - V) P)

n k 1= +1

В дискретной форме и после центрирования процессов формула (5) запишется в следующем виде:

, (Х1—

15 . Rxy(k) — X)x(Y(i-k)- Y);k-0,m

20 где m — принятое при расчетах максимальное запаздывание.

Выявление взаимодействующих скважин из общей системы проводят"в следующей последовательности:

25 определяют изменение корреляционной связи между технологическими параметрами от влияния запаздывания отклика режима при возмущении; используя изменение корреляционной

30 связи, определяют для каждой пары скважин максимальное значение R>

35 найденные максимальные значения Rxy для исследуемых скважин сводят в информационную матрицу в виде:

1 1 R12 " - R1N ! R2,1 1 ... R2,N

{N, N)=

ji

45 IlRN1в х RN,2ù ... 1 li (9) используя информационную матрицу (9), выявляют взаимодействующие скважины из всей системы, по которым Кху(к) > R in

50 На третьем этапе исследуют взаимодействующие газлифтные скважины на нескольких установившихся режимах путем изменения по ним расхода газа. При этом для каждого режима измеряют дебит и рас55 ход газа, после чего определяютдля i-й скважин коэффициенты Al, 81, Ci зависимости дебита от расхода газа (например, методом наименьших квадратов). Для газлифтных скважин зависимость дебита от расхода газа может быть представлена в виде:

1794179

Ч) =(Ei - В()/2AI, 1= 1,п

Ч (Е1) = g E1/2AI - Q В(/2AI (16)

1=1 1=1 (=1

Qо (Чо), если Е1 = Ео (17) Q(VQ) Qp™ õ"(Vp), если ЕЯ < Ео

Чо "(Оо), если Е) = Ео ), Ч((Е()2:

i=i

При равенстве эффективности использования газа для всех скважин получается, (12) 25

2 VI(ED)=ED 21/2AI-2 BI/2AI (18)

1=1 1=1 I= — 1

Ro(El);

Rom, если Е(= Ео (1 3)

Ro > Rpm ", если Е(Ф Ео по скважинам, м /сут;

Оо = g» Ql(Ei) — суммарный дебит скваg Q(E1) < g QI(Eo) при g VI(E;)

40 I =1 (=1 1=1

Й Ч(ЕО) ED= d(g QI)/d(g VI) — покааатепьаф- 46 к. Н (Е1)>к, Ч1(ЕР)при к QI(EI)= ! =1 1=1 l=1

Qo(Eo) (20) 50 находятся:

Ro=. ß %/,Я СЬ вЂ” общий расход газа а, - Al Vl + Щ.VI+ С) . Al < С для Vl > 0; 8(>0 (10)

На четвертом этапе проводят оптимизация работы взаимодействующих газлифт. ных скважин. При этом в качестве критерия оптимальности принимают: максимизацию добычи нефти при ограниченном ресурсе газа; минимизацию суммарного расхода газа при ограниченной добыче; минимизацию удельного расхода газа.

Для всех случаев решение выполняется при равенстве показателя эффективности использования. газа, т.е. дифференциалов дебитов нефти по расходу газа для всех скважин. Тогда для рассматриваемых критериев справедливо следующее равенство: где Vo = ), Vi(El) — суммарный расход газа жин, т/сут;

Е(= (dQI/dVI)j — показатель эффективности использования газа для i-ой скважины при J-том режиме, т/м; э. фективности использования газа по системе взаимодействующих газлифтных сква/ з. на единицу добычи, м /т.

Для утверждения условия (11), (12) и (13) достаточно доказать, что суммарный дебит (или расход газа) при различной эффективности использования газа по скважинам, всегда меньше (или больше), чем при их равенстве.

Предполагается, что для всех скважин системы известны кривые Q = f(V) в виде математической зависимости (10). При этом расход и дебит i-й скважины определяется

5 по формуле:

0(= Ci + (Е1 - BI )/4ÀI (15)

При этом суммарный расход газа и дебит по системе скважин будет такой:

QI(E1) = g Е1 /4AI g ВР/4AI+

i=1 i=1 1=1

20 п

+ ",«Ci

2, QI(Eo) Eo g 1/4Ап g BI /4AI+

l =1 i -=1 I =1

+ с, (19)

l=1

Из решения (16) и (18) или (17) и (19) для условий: и

Е /А! Е ГА(1=1 ) =1 (21)

1/А(g 1/А(l=1 l=1

Очевидно, что неравенство выполняется для рабочей области зависимости Ql =

f(VI), то есть для следующих диапазонов;

1794179

0 < Е1 = (dQl/dVi)j = (601/ ЛЧ1) < 1, 0 < fAl) = f0,5d201/dV1 ) =(0,5(Л/ Ж/1) х х(ЛО1/ hV1)) < 1 (22)

Условие (21) и (22) подтверждают опти- 5 мальность для рассматриваемых критериев при равенстве показателей эффективности использования газа во всех скважинах.

Формулы (1), (2) и (3), характеризующие технологические режимы работы скважин получаются из решения системы уравнений, состоящих из зависимостей (10) для условий оптимальности (11), (12) и (13). Например, при получении формулы (1) и э равенства (18) определяется Ер и ставится в уравнение(14), а при определении формулы (2) — Ео находится из равенства (19) и ставится также в уравнение (14), Для определения формулы (3) вначале

Ao - Co Г(g О,> - 0

1.=1 (26) g vt= Ca/Ао

1.nn

Решая уравнения (27), (18) и (14), опре. деляют формулу (3).

15 Процесс оптимизации осуществляется

30 моСти,, Ql = f(g Vl) 35 значения технологических режимов, причем данный процесс повторяют до достижения равенства между расчетным и фактическим . дебитом.

Примеры результатов расчета по вы40 явлению взаимодействующих скважин . приводятся в табл. 1 и 2 и графически иллюстрируются на чертеже. В табл. 1 приводятся значения замеров технологических параметров для расчета, в табл. 2 показаны

45 результаты выявления взаимодействующих скважин по максимальным значениям корреляционной связи.

На чертеже отображен характер изменения технологического параметра во вре50 мени, а также зависимость коэффициента корреляции от запаздывания отклика реакции на возмущение. Корреляционная связь между скважинами ЬЬ 1 и hL 6 относительно высокая при этапе к 6, т.е. степень их

55 взаимодействия через 90 мин составляет

0,72, в то время как при 15-минутном запаздывании эта величина равна 0,3.

Пример результатов оптимизации работы взаимодействующих скважин приводятВ1/А1

 †=1

f VAi устанавливается кривая зависимость g Ql- 1(: Ч1). Для этого Ео находится иэ равенства (18) и ставится в уравнение (19), в результате получается

Q< =Aol 2, vtl +So 2, vr+ co, (23)

1=1 — 1=1 где Ао, Во, Co — коэффициенты для зависиАо—

1 1ГА, 1 =.1 l -=1

0 (, В1/2 А1 ) со . g в1г4д+ 1ГА

i =1 и

+ С1

1= — 1

Дифференцируя зависимость (23), учают: а (2; ч Г а, 1

1=1 1=1

4fv

-()

Ao g 4+во iсо/ f v

1=1 l 1 где g Ч1 — суммарный расход газа по скважинам, соответствующий минимальному расходу газа на единицу добычи, м /сут. следующим образом.

Находят и устанавливают технологические режимы Ч1 на скважинах, замеряют их фактические дебиты (после истечения времени запаздывания отклика на возмущение системы) и сопоставляют с расчетными: при совпадении расчетных и фактических дебитов (в пределах погрешности измерения) режим работы по взаимодействующим газлифтным скважинам считается оптимальным; если значения расчетных и фактических дебитов для каких-либо скважин не совпадают, то коэффициенты Al Bl u Cl для этих же скважин корректируют по вновь полученным замерам дебитов статическими методами (например, наименьших квадратов), а затем их значения ставят в формулы (1), (2) или (3) и соответственно определяют новые

1794179

А1

; 1/А1 + g В/2А

Со+

Ч(—

A3 X 1 А

; В /4A+ ЯСь

Ср

, 1/А

55. ся в табл. 3. 4и 5. В табл,3 даются исходные данные для расчета. В табл. 4 приводятся ре-, зультаты оптимизации по формуле 1 (максимизации добычи нефти при ограниченном ресурсе газа 100 тыс.м /сут) или по формуле

Формула изобретения

1. Способ определения режима работы системы газлифтных скважин, включающий измерение технологических параметров работы скважин и определение корреляционной связи между ними, нахождение взаимодействующих скважин, определение для них кривых зависимости дебита от расхода газа и технологических режимов, установление значения последних на скважинах, измерение их дебитов и сопоставление с расчетными, и повторение операции определения технологических режимов до достижения оптимальной работы взаимодействующих скважин, о т л и ч ае шийся тем, что, с целью повышения эффективности способа за счет увеличения точности выбора оптимальных режимов работы газлифтных скважин, предварительно возмущают работу системы "скважиныпласт" и в скважинах, реагирующих на зто. возмущение, измеряют технологические параметры и определяют динамику их изменения во времени для каждой скважины, находят изменение корреляционных связей между технологическими параметрами от времени запаздывания отклика реакции при их возмущении и по максимальным значениям выделяют взаимодействующие скважины, затем после определения коэффициентов зависимости дебита от расхода газа находят технологические режимы, а после установления их значения замеряют дебиты скважин с момента истечения времени запаздывания отклика реакции от возмущения, причем при рассогласовании дебитов с расчетными корректируют коэффициенты зависимости дебита от расхода газа и соответственно определяют новые значения технологических режимов, 2, Способ по и. 1, отличающийся тем, что при ограниченном ресурсе компримированного газа, технологические режимы определяют иэ следующего соотношения:

2 (минимизация суммарного расхода газа при ограничении добычи нефти 488,3 т/сут), a e табл. 5 — результаты оптимизации по формуле 3 (минимизации расхода газа на

5 единицу добычи нефти).

10 Vp+ Х Bi 2А

Vi- Bi/2Ai

Ai, 1/А(где Vi — технологический расход газа для i-й скважины, мз/сут;

15 Vp — ограниченный ресурс компримированного газа по взаимодействующим газлифтным скважинам, м /сут;

А В С1 — коэффициенты, аппроксимирующие зависимости дебита от расхода газа

20 для l-й скважины полиномом второй степени (а = АМ2+ ВМ+ С), Q — дебит 1-й скважины т/сут.

3. Способ поп. 1, от л и ч а ю щи и с я тем, что при ограниченной добыче техноло25 гические режимы определяют из следующего соотношения: ф =

35 где Оо — ограниченная (заданная) добыча по взаимодействующим газлифтным скважинам, т/сут;

4. Способ по и. 1, о т л и ч à ю шийся

40 тем, что при минимизации удельного объема компримированного газа на единицу добычи продукции, техчологические режимы определяют. из следующего соотношения;

1794179

13

Таблица 1

И номе скважин

Таблица 2

П р и м е ч а н и е. Корреляционная связь Rxy(k)âûñîêàÿ — больше 0,5 между парой скважин — М 2 и М 4, М 5 и М 2, М 3 и Q 6, причем первая группа взаимодействующих скважин состоит из номеров 2,4 и 5, а вторая — из 3 и 6.

Таблица 3

2

4

6

8

11

12

13

14

16

17

18

19

56

61

56

56

61

61

56

56

73

73

73

73

73

73

72

73

72

72

72

72

73

72

73

73

72

73

73

72

72

79

74

74

74

74

74

74

74

73

74

74

73

74

74

76

76

77

91

92

93 . 92

92

93

93

93

92

93

92

93

91

92

84

82

86

89

89

88

97

97

96

96

96

96

96

96

96

97

96

97

96

97

97

97

97

97

97

97

97

98

101

97

101

96

99

99

100.

101

101

102

98

98

102

1794179

Таблица 4

Таблица 5

Оэ5 lsO 1э5 ZsQ 2е5 310 3w5 еО 4е5 " 5еО . Ч

0,2