Способ управления работой газлифтной скважины

 

Изобретение относится к газлифтной добыче нефти и позволяет повысить эффективность за счет возможности повышения точности определения областей зависимости дебита жидкости от расхода рабочего газа, соответствующих одноточечной инжекции газа в подъемник. При реализации способа расход рабочего газа изменяют до получения соотношения изменения дебита нефти к изменению расхода рабочего газа равного или меньшего нуля. Одновременно осуществляют замер и определение зависимости обводненности продукции, устьевого давления и температур рабочего газа и газожидкостного потоков от расхода рабочего газа. Затем для каждого значения последнего находят фактические значения параметров дебита жидкости, обводненности, устьевого давления и температур газа и газожидкостного потока, производят расчет давлений потока жидкости и газа для каждого клапана, начиная с вышерасположенного . Далее определяют расход газа при прохождении его через каждый клапан и после сравнения этого значения с фактическим расходом рабочего газа из зависимости дебита жидкости от расхода рабочего газа выделяют зоны с одноточечной инжекцией газа через каждый клапан. 2 табл.2 ил. Ј сл с

COIO3 СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (51)5 Е 21 В 43/00

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

OPM ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4821607/03 (22) 03.05.90 (46) 30.05.92. Бюл. М 20 (71) Нижневартовский научно-исследовательский и проектный институт нефти (72) M.З.Шарифов (53) 622.276.5(088.8) (56) Зайцев Ю.В. и др, Справочное пособие по газлифтному способу эксплуатации скважин. — M. Недра 1984, с.185 — 189.

Авторское свидетельство СССР

М 1573143, кл. Е 21 В 43/00, 1990. (54) СПОСОБ УПРАВЛЕНИЯ РАБОТОЙ ГАЗЛИФТНОЙ СКВАЖИНЪ| (57) Изобретение относится к газлифтной добыче нефти и позволяет повысить эффек, тивность за счет возможности повышения точности определения областей зависимости дебита жидкости от расхода рабочего газа, соответствующих одноточечной инжекции газа в подъемник. При реализации

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к добыче нефти газлифтным способом, и может быть использовано при регулировании и выборе технологически устойчивого режима работы газлифтной скважины, оборудованной газлифтными клапанами.

Известен способ управления работой газлифтной скважины, включающий замер дебита при различных режимах работы скважины, построение зависимости дебита от расхода рабочего газа и определение технологического режима работы скважины, Для определения зоны взаимовлияния газлифтных клапанов расход газа изменяют с

„.,5U„„1737104 А1 способа расход рабочего газа изменяют до получения соотношения изменения дебита нефти к изменению расхода рабочего газа равного или меньшего нуля. Одновременно осуществляют замер и определение зависимости обводненности продукции, устьевого давления и температур рабочего газа и газожидкостного потоков от расхода рабочего газа. Затем для каждого значения последнего находят фактические значения параметров дебита жидкости, обводненности, устьевого давления и температур газа и газожидкостного потока, производят расчет давлений потока жидкости и газа для каждого клапана, начиная с вышерасположенного. Далее определяют расход газа при прохождении его через каждый клапан и после сравнения этого значения с фактическим расходом рабочего газа из зависимости дебита жидкости от расхода рабочего газа выделяют зоны с одноточечной инжекцией газа через каждый клапан. 2 табл;2 ил небольшим интервалом и замеряют соответствующий ему дебит, причем расход газа изменяют как в сторону. увеличения, так и уменьшения, чтобы найти переходные режимы между работой газлифтных клапанов.

Этот процесс требует больших затрат из-за необходимости проведения длительных исследований. Например, если скважина оборудована тремя газлифтными клапанами, то для определения зоны их взаимовлияния требуется примерно 15 изменений расхода рабочего газа.

Известен также способ управления работой газлифтной скважины, включающий измерение технологических параметров не

1737104 менее чем при трех различных режимах, определение коэффициента продуктивности и пластового давления, расчет зависимости дебита жидкости от расхода рабочего газа для каждой точки инжекции газа в подъемник, выявление зоны взаимовлияния газлифтных клапанов и определение технологически устойчивого режима работы скважины.

Недостатками этого способа являются . низкая достоверность получаемой зависимости дебита от расхода рабочего газа и зоны взаимодействия газлифтных клапанов, так как при расчете изменение дебита жидкости от перепада давления на пласт (коэффициент продуктивности) принимается постоянным, не учитываются изменения обводненности продукции, температур psбочего газа и газожидкостной смеси от расхода рабочего газа. Кроме того, известный способ имеет сложный алгоритм расчета, так как требуются дополнительные операции по определению коэффициента nродуктиености, пластового давления, зависимости д96и" та от расхода газа для каждой точки инжекции газа и rip.

Цель изобретения — повышение эффективности способа se счет возможности повышения точиости оаределэкив областей зависимости дебита жидкости От расхода рабочего газа, соответствующих одиоточечной инжекцьщ газе s гадъемиик.

Указанная цель достигаэтеа тэм, что расюд рабочего гэаа иамэняют до щрэучэнид соотношения иэмЭйщи4в д86ВФтэ Йэфтю к из»

МЕНЕНИЮ РЭСХЩЭ Pl ®Ã ГЭЭЭ, МИВЮГЭ ИЙИ ненности Гц)одукции и тэмВФрэтяэ рэ66 мго газа и гэзожвщкоетжиыюгокэ От Рэю«ЧФ рабочеге гааэ. затем для кэщав э эиэчэиив последнего находят фэктичэскиэ значения и араметроа дебита жмдкоати, Обводненности и температур газа и устьем, г роаодят расчет давлений потока жидкости и газа ддв каждого клапана, качииаа с вывэраегеложенного, определяют расход газа при прохождении его через каждый клапан и после сравнения этого значения с фактическим расходом рабочего газа из зависимости дебита жидкости от расхода рабочего газа выделяют зоны с одноточечной инжекцией газа через каждый клапан.

Положительный эффект от применения способа заключается в увеличении добычи нефти за счет правильного выбора технологически устойчивого режима работы скважины, а также в повышении срока службы газлифтных клапанов и уменьшении межремонтного периода скважины, Ожидаемый

10

15 удельный экономический эффект от внедрения способа на одну скважину составит более 2 тыс. руб.

При реализации способа выполняют операции по трем этапам, На первом этапе осуществляют промысловые исследования в рабочей области скважины не менее чем при трех различных установившихся режимах, причем исследования проводят путем изменения расхода рабочего газа. При этом расход газа изменяют до тех пор, пока не будет полностью охвачена рабочая область скважины, которая соответствует участку между минимальным и максимальным режимами, то есть, кроме промежуточных режимов, скважины исследуют при расходе газа, соответствующем зоне минимального и максимального дебитов, Минимальное значение дебита скважины ограничивается нижним пределом допустимого расхода газа через устьевой регулятор, Например, для газлифтного комплекса Самотлорского месторождения нижний предел расхода газа принимается

25 2-5 тыс. м /сут, в зависимости от проходного диаметра штуцера на регуляторах, Зоны максимального дебита определяют исходя из услсвия 0 (ЛОн — изменение деЛС4

З0 бита нефти при изменении расхода рабочего газа hV npu l-M режиме), т.е. изменение расхода рабочего газа на скважине продолжают до получения соотношения изменения дебита нефти к изменению расхода рабоче- .

35 го газа, равного или меньшего нуля. В ходе исследований для каждого режима замеряют расход рабочего газа V, дебит жидкости

Q, давление Рг, температура Тг рабочего газа, обеодненность продукции Р. устьевые ® давления Ру и температура Ту газожидкостной смеси. Затем строят фактические кривые зависимости: 0 = f(V); P= f (V); Рг = f(V);

Тг f(Vj; P> f(V) и Ту - фф

На втором этапе рассчитывают зоны s

45 рабочей области зависимости Q = f(V), соответствующие одноточечной инжекции газа 8 подьемник. Расчет проводят с использованием модели газлифтной скважины, т.е. системных уравнений, описывающих распределение

50 давления газожидкостной смеси в газлифтном подъемнике, распределение давления газа в затрубном пространстве скважины и движение газа через газлифтный клапан. Последо. вательность расчета следующая.

Задается по интервалу расход рабочего газа, .

Vl =Чмакс AV(l 1), где Vl — расход газа при l-м заданном шаге, м /сут;

1737104

10

40

VJI < VI+ ЛЧц объем газа поступает в подъемникчереэ несколько клапанов,т,е. имеется 45 многоточечйая инжекция газа, поэтому режим исключается иэ зависимости Q = f(V), рабочего газа, которое определяют исходя из значения погрешности расчета и замера; 50 если J-й вышерасположенный газлифт55

V — расход газа, соответствующий максимальному дебиту скважины, который находят из зависимости Q = f(V), м /сут. з

Используя экспериментальные зависимости, полученные на первом этапе, вычисляют параметры 0, pi, Pri, Tri, Pyi и Tyl, соответствующие каждому заданному Чь

Рассчитывают для i-ro режима давление газа на глубине J-ro вышерэсположенного газлифтного клапана Prij при Vi, Pri, Tri Ilr u

Хк, используя уравнение, описывающее распределение давления газа в затрубном пространстве скважины; где) = 1, К вЂ” порядковый номер газлифтного клапана; К вЂ” нижняя точка инжекции газа; Пг — физико-химические свойства рабочего газа; X» — характеристики канала подачи газа.

Рассчитывают давления в газожидкостном потоке на глубине J-ro гэзлифтного клаПаНа Pr Ji ПрИ ЗадаННЫХ Qi, VI, pi, Pyl, Tyi, Хл и

Пф, используя уравнения, описывающие распределение давления газожидкостного потока в подъемнике; где Хл — характеристи- ки газлифтного подъемника, Пф — параметры, характеризующие свойства пластового флюида.

Проверяют соотношение J-ro газлифтного клапана при Х» .j и найденных Prji и Pnji, используя уравнение баланса сил, действующих на состояние гаэлифтного клапана, где Х» . — характеристики )-го газлифтного клапана; если J-й газлифтный клапан открыт, то определяют расход газа, поступающего в подъемник через канал клапана VJI при заданных Prjl. Trji, Pnji. Tnjl. Х»л,! и Пг, используя уравнение, описывающее движение газа через гаэлифтный клапан; сопоставляют расчетный Vji и фактический VI расходы закачиваемого газа. при Vji VI AVg объем газа полностью поступает в подъемник через рассматриваемый (вышерасположенный) /-й газлифтный клапан, т.е. точка инжекции газа является единственной; при где hVg — допустимое отклонение расхода ный клапан закрыт, то расчет продолжают аналогично для последующего J + 1-го клапана и, в конечном итоге, определяют режимы, соответствующие одноточечной инжекции газа в подъемнике.

Таким образом определяют эоны устойчивого режима работы скважины из факти20

30 ческой зависимости Q f(V), соответствующие одноточечной инжекции газа в подъемник через каждый газлифтный клапан.

На последующем этапе выбирают оптимальный режим работы скважины в устойчивых областях зависимости Q = 1(Ч). соответствующий одному из критериев: максимальному дебиту скважиньг, минимальному.удельному объему рабочего газа на одну тонну добычи нефти, ограниченному расходу газа или же дебиту скважины.

Примеры определения зависимости Qj =

f(VJ) для скважины с гаэлифтными клапанами приводятся в табл.1, 2 и на фиг,1 и 2, В табл.1 приведены характеристики газлифтной скважины, а в табл.2 — результаты исследования и расчеты ее устойчивых режимов.

На фиг.1 показаны экспериментальные зависимости. характеризующие режимы работы скважины, а на фиг.2 — зависимость Qj = f (Vj) с учетом зон взаимодействия гаэлифтных клапанов.

Формула изобретения

Способ управления работой газлифтной скважины, включающий замер давлений газа и устьевого, и дебита жидкости при нескольких изменениях дебита жидкости от расхода рабочего газа и выделением зон взаимовлияния газлифтных клапанов и выбором устойчивого режима работы скважины,отличающийся тем,что,сцелью повышения эффективности способа зэ счет возможности повышения точности определения области зависимости дебита жидкости от расхода рабочего газа, соответствующих одноточечной инжекции газа в подъемник, расход рабочего газа изменяют до получения соотношения изменения дебита нефти к изменению расхода рабочего газа, равного или менее нуля, и одновременно осуществляют замер и определение зависимости обводненности продукции и температур рабочего газа и газожидкостного потока от расхода рабочего газа, затем для каждого значения последнего находят фактические значения параметров дебита жидкости, обводненности и температур газа и устьевой, производят расчет давлений потока жидкости и газа для каждого клапана, начиная с вышерасположенного, определяют расход газа при прохождении его через каждый клапан и после сравнения этого значения с фактическим расходом рабочего газа выделяют зоны с одноточечной инжекцией газа черезкаждый клапан.

1737104

Таблица 1

Характеристики газлифтной скважины с газлифтными клапанами

Таблица 2

Результаты исследования и расчета устоичиеых режиноа работы скважины

Результаты расчета

Задаваемые ренины

Р вага У. 9..,/3 Рг, Тг-, Ру, Ту, j Р, Т,, тыс нз нз д.ед. Нба С ИПа Н1Та С НПа сут сут.

Тр . У .ьg У;,2аУ Одноточечн. инжекция газа

10,6

5,85 38

Да

200 0,85 9,9

t,0

21

31,5 5,6 39,5

Да

10,5

1,05

230 0,86 9,82 20,6

380 0,89 9,6

10,2 30 . 5,0 42

7,4 . 46

10,65

Да

1 10,15 28 4,8 44

475 092 95 182 13 36 2 106 34 69 52

3 клал.

Нет Нет

10 ° 22 30 4,95 48 То же

l6 35 530 0„95 9,65 19 1,5 40 2 10,65 35 5,8 50

3 11,0 46 9,2 56 Да

4а

2

Клал. закрыт

Да

1737104

В,д.ед Q,и /сут б00

4О0

0,9

o,з

oZ тг, с

9,7

I7

Х5

9,5

G сс

25

200 О 20

Составитель М, Шарифов

Редактор А.Маковская Техред M.Моргентал .Корректор Т;Малец

Заказ 1.875 - Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

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

Производственно-издательский комбинат "Патент", r. Ужгород, ул.Гагарина; 101 ) 3 j©y

600

С IO - 20 30 . 40 50 . 60.

Vx 10,и /сут

1 ге@ а

Р,Иа

Ру 3

,о

7 у=т V) О . Ю га 30 40 So 66

VrI0,и /сут Риа f

30 ФО Я) X 10,ю /сут