Способ эксплуатации системы газлифтных скважин

Способ эксплуатации системы газлифтных скважин

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Изобретение позволяет повысить эффективность газлифта при неопределенности дебитов скважин. При реализации Способа эксплуатации системы газлифтных скважин измеряют технологические параметры устьевого давления газожидкостной смеси,рабочего давления закачиваемого газа , обводненности продукции и забойного давления или (и) динамического уровня каждой скважины, перераспределяют ограничение обьема компримированного газа по скважинам (не менее чем в два раза), измеряют значение и изменение забойного давления или (и) динамического уровня во всех скважинах системы, получают для них зависимости забойного давления или (и) динамического уровня от расхода закачиваемого газа, рассчитывают изменение дебита жидкости , определяют коэффициент продуктивности и технологический режим работы каждой скважины в системе, затем устанавливают их на скважинах, вновь измеряют значение и изменение забойного давления или (и) динамического уровня, по ним корректируют зависимости забойного давления или (и) динамического уровня от расхода закачиваемого газа, при этом повторяют операцию до достижения равенства фактического и расчетного изменений забойного давления или (и) динамического уровня для каждой скважины в системе, 1 табл. ел с

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕ

ВЕДОМСТВО СССР (ГОСПАТЕНТ СССР) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Йфцл.

° 2

С

О

О

О

° фь пр» р, f(V)

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4936560/03 (22) 20.05.91 (46) 07 .03.93, Бюл. ¹ 9 (71) Нижневартовский научно-исследовательский и прае . гный институт нефти (72) М.З.Шарифов и В,A.Ëåîíoâ (56) Зайцев Ю.В. и др, Теория и практика газлифта. М,: Недра, 1987, с. 213.

Авторское свидетельство СССР

¹ 1091618, кл. Е 21 В 43/00, 1984. (54) СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМЫ

ГАЗЛ И ФТН ЫХ СКВАЖИ Н (57) Изобретение позволяет повысить эффективность газлифта при неопределенности дебитов скважин. При реализации способа эксплуатации системы газлифтных скважин измеряют технологические параметры устьевого давления газожидкостной смеси, рабочего давления эакачиваемого газа, обводненности продукции и забойного давления или (и) динамического уровня каждой скважины, перераспределяют ограниИзобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области газлифтной добычи нефти и может быть применено для оптимизации работы системы газлифтных скважин, без замера дебитов жидкости.

Цель изобретения — повышение эффективности работы газлифта при неопределенности дебитов скважин.

Ожидаемый эффект от использования способа заключается в увеличении добычи нефти и (или) снижении расхода закачиваемого газа на единицу добычи нефти при ограниченном объеме компримированного газа.

Указанная цель достигается тем, что дополнительно измеряют значение и измене,» Ы 1800004 А1 чение объема компримированного газа flo скважинам (не менее чем в два раза), измеряют значение и изменение забойного давления или (и) динамического уровня во всех скважинах системы, получают для них зависимости забойного давления или (и) динамического уровня от расхода закачиваемого газа, рассчитывают изменение дебита жидкости, определяют коэффициент продуктивности и технологический режим работы каждой скважины в системе, затем устанавливают их на скважинах, вновь измеряют значение и изменение забойного давления или (и) динамического уровня, по ним корректируют зависимости забойного давления или (и) динамического уровня от расхода закачиваемого газа, при этом повторяют операцию до достижения равенства фактического и расчетного изменений забойного давления или (и) динамического уровня для каждой скважины в системе. 1 табл, ние забойного давления или (и) динамического уровня во всех скважинах системы, получают для них зависимости забойного давления или (и) динамического уровня от расхода закачиваемого газа, рассчитывают изменение дебита жидкости и определяют технологический режим работы каждой скважины из соотношения:

1800004

0 »

) г и Ps f(V), при Нд- f(V).

30 (2) или

РВ(= Р )+ Р G dH);

dHj - Hcj - Нд(, + я

Нд) - А ()/ (+ В (V) + С ), при Ра 1(Ч).

50,. при Нд - f(V) (10) затем устанавливают их на скважинах, измеряют изменение забойного давления или (и) динамического уровня и по ним корректируют зависимости забойного давления или (и) динамического уровня от расхода закачиваемого газа, до достижения равенства фактического и расчетного изменения забойного давления или (и) динамического уровня для каждой скважины в системе. где Vi — технологический расход для 1-й скважины системы, м /сут;

V0 — ограниченный объем компримированного газа, м /сут;

К) — коэффициент продуктивности i-й скважины, м /сут МПа;

Bo().) — обводненность 1-й скважины, д.ед.;

А(„Ж и А*, В*1 — аппроксимирующие коэффициенты для i-й кривой зависимости . забойного давления или (и) динамического уровня от расхода закачиваемого газа;

G и р ) — ускорение свободного падения»и плотность жидкости на участке от динамического уровня до забоя 1-й скважины (размерность p ) G — МПа/м);

PB — забойное давление для 1-й газлифтной скважины, Mila;

Нд — динамические уровни для 1-й газлифтной скважины, м.

Зависимости забойного давления или динамические уровни от расхода закачиваемого газа для газлифтных скважин можно описывать в виде математической зависимости полинома второй степени:

Pç) = А (V ) + B(V)+ С(I

Ч >0;А >0;Bj<0;С)>0 а

А*(=-А(/ p G, B*)=- В)/р(G (3)

C*(= He(-((C(-Pf ))/ Р ) G) ГдЕ Рг»к(— даВЛЕНИЕ Гаэа На КОНтаКтЕ ЕГО С уровнем жидкости, МПа;

dH(— расстояние от динамического уровня жидкости (Нд) до забоя i-й скважине (HB), м.

Для получения формулы (1) зависимость (2) или (3) ставят в уравнение притока жидкости из пласта в скважину:

Qj/(1 - Воб.)) = Kj (Рп(- Рз(), (4) где Q(— дебит нефти i-й скважины, м /сут;

Р11) — пластовое давление в зоне отбора

1-й скважины, МПа.

5 Из решения уравнения (2) или (3) и (4) получают

К (1 - В,дд) (Рпщ -(А»Ж + BiVi+ Ci), nP»» Рэ f(V)

/ К (1 Вад)(р„ . Рии pG На+ p G(A»Ч »+ В;(Ч )) при Нд f(V) Дифференцируя уравнение (5) получится

15 K»(1- Bi)(-2AiVi- Bi). при Ра 1(Ч), Eg dQi/de

Ki (1 - В *») р» G (24Ч + В »), при Нд f(V). где Eo(— коэффициент, характеризующий

20 эффективность использования компримиpoBaHHoI0 газа, м /м .

Из уровня (6) определяется технологический расход газа для каждой 1-й скважины .из системы:

Максимальная добыча нефти при ограниченном объеме компримированного газа

g V(= V0 по системе скважин достигается

35 при условии:

Ep = (dQ/dV)1 = (dQ/dV)2 = .„= (dQ/dV)(), (8) где п — количество оптимизируемых газлиф40 тных скважин.

Тогда при условии (8) формула (7) для системы скважин будет иметь следующий вид;

45 (-Eo » 1 (2A> К (1- Boe,>)))- У (В /2А ), при P - (Vj

Ч»{ Eo » 1 (2A » Л 6 К (1-Воы)))-,» (B+ >l2A I). при Нд» (V) Подставив значение Ео в формулу (7) получается формула (1).

Процесс оптимизации осуществляется в следующей последовательности;

1. Замеряют значения расхода газа Vj, обводненности Воб.), рабочего давления га1800004 за Рр), устьевого давления газожидкостной смеси Pyl забойного давления Pal или (и) динамического уровня Нд((глубинным манометром, эхолотом и пр.) для всех газлифтных скважин, оптимизируемой системы.

2. Перераспределяют несколько раз (не менее двух раз) ограниченный объем компримированного газа (суммарного расхода) по системе скважин, путем увеличения расхода газа на одних скважинах и уменьшения на других, при этом каждый раэ замеряют значения параметров V), Ррь Рм или (и) Нд(и изменение этих параметров на каждой скважине, т.е. dVI, dPp). dPy, dPgl или(и) (1Ндь

3. Получают зависимости Р = 1 (V) или (и) Нд - f(V) для каждой 1-й скважины иэ системы путем нахождения коэффициентов

Аь Вь С) (или А* i, В *ь С* i), например методом наименьших квадратов.

4. Определяют коэффициент продуктивности для каждой скважины: — задают в диапазоне Qmln < Q < Qmax дебит жидкости Qj = dQ(j - 1), где ) — порядковый номер заданного изменения дебита жидкости; — рассчитывают для каждого Q1 забойное давление Р (при замеренных Чь Py(, Воб.1, используя известные уравнения, описывающие функциональную зависимость

Ql = 1(Рзь Vl, Pyl, Вобл, Нс. Hp, П, Хл), (11) \ где Hp — глубина ввода газа в подъемник;

П вЂ” физико-химические свойства пластового флюида;

X/) — технические характеристики колонны лифта; — строят расчетную кривую зависимости P3 = f(Q), и на основе определяют изменения дебита Офь соответствующего эамеренному Рм, — находят изменение дебита жидкости бОф(, — вычисляют коэффициент продуктивности для каждой I-й скважины по формуле

К=(1/п) 2, (dQy/dPg)k (12)

Рз(= P()y(+ /)) 6 бНд(, (13) где и — количество режимов.

5. Определяют технологический режим

Ч i работы каждой скважины по формуле(1).

6, Рассчитывают изменение забойного давления или (и) динамического уровня, соответствующего изменению расхода rasa, при переходе с j - 1-го íà j-й режим для каждой 1-й скважины, используя зависимость (2) или (3): (dP6))p = А((Ч 1- Ч g - 11) В((V 1- Ч (1 - и), (14)

7. Устанавливают найденный Ч(на скважинах и измеряют значение и изменение забойного давления (дРз)ф или (и) динамического уровня (бНд)ф для каждой 1-й сква10 жины если расчетные и фактические изменения забойного давления или (и) динамического уровня совпадут для каждой 1-й скважины в системе, то режим для всей системы зчитается оптимальным (достигается

15 максимальная добыча нефти), в противном случае, т.е. если эти значения по каким-либо скважинам не совпадут, то для них зависи- . мости (2) или (и) (3) корректируются по последнему замеру забойного давления или (и)

20 динамического уровня, а затем повторяют процесс оптимизации.

Расчет оптимального технологического . расхода по 3-м скважинам приводится ниже.

25 В таблице показаны параметры работы скважины.

Определение режимов:

30 Vo %-15Tûñ. м /сут; а

1=1

В(/2А1 = -(4,24/2 0.32) - (3/2 0.206)- (1.08/2 0.043) = - 26.464;

1/(А!Ко(1 - Воб.()) = )(1/(0.32 15(1- 0.65))j + (1/(0.206 70 (1 - 0.25))) + {1/(0.043

20(1 - 0.67))) = 4.2175

Чф = ((15 - 26.464)/(1.68 4.2175)) +

4.24/0.65 = 5.005 тыс.м /сут;

V2 = ((15 - 26.464)/(10.815 4.2175)) +

3/0.412 = 7.03 тыс.м /сут;

Нз - ((16 - 26.464)1 (0.264 4.2176)) +

1.08/0.086 = 2.928 тыс.м /сут;

45 Ц = V1 + Vz + Ча = 5.005 + 7.03 +

I =1

2.928.-- 15 тыс.м /сут.

Формула изобретения

Способ эксплуатации системы гаэлифт50 ных скважин, включающий периодическое измерение устьевого давления газожидкостной смеси, рабочего давления закачиваемого газа и обводненности продукции каждой скважины, определение коэффици55 ента их продуктивности, технологических режимов работы скважин и установление последних на скважинах до достижения максимальной добычи по системе скважин, отличающийся тем, что, с целью

1800004

Ч + В /2 А Â

А 1 4 K . пРиРэ-1Я

Чг

Р 4

Al ðGк(1-в. 1 g 1лi,plGK (l-â. I 2

Составитель М.Шарифов

Редактор С.Кулакова Техред М.Моргентал . Корректор ЛЯилипенко

Заказ 1143 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина; 101 повышения эффективности работы газлифта при неопределенности дебитов скважин, дополнительно измеряют значение и изменение забойного давления или (и) динамического уровня во всех скважинах системы, 5 получают для них зависимости забойного давления или (и) динамического уровня от расхода эакачиваемого газа, рассчитывают изменение дебита жидкости и определяют технологический режим работы каждой 10 скважины иэ соотношения затем устанавливают их на скважинах, измеряют изменение забойного давления или (и) динамического уровня и по ним коррек- 20 тируют зависимости забойного давления или (и) динамического уровня от расхода закачиваемого газа, до достижения равенства фактического и расчетного изменения забойного давления или (и) динамического уровня для каждой скважины в системе, где Vi — технологический расход газа для I-й скважины системы, м /сут;

V0 — ограниченный объем компримированного газа, м /сут;

К1 — коэффициент продуктивности I-A скважины, м /сут, МПа;

Вобл —, обводненность 1-й скважины, д.ед.;

Аь Вь А.i, В*i — аппроксимирующие коэффициенты для i-й кривой зависимости забойного давления или (и) динамического уровня от расхода закачиваемого газа;

G и р — ускорение свободного падения и плотность жидкости на участке от динамического уровня до забоя 1-й скважины (размерность р, G — МПа/м), P3 — забойное давление íà i-й гаэлифтной скважине, МПа, Нд — динамические уровни для I-й гаэлифтной скважины, м,