Способ управления работой газлифтной скважины

СОКЭЗ СОВЕТСКИХСОЦИАЛИСТИЧЕСКИРЕСПУБЛИК 1737104 А 1 9) .БЫ 51)5 Е 21 В 43 ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯПРИ ГКНТ СССР ПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ АВТОРСКОМУ СВИДЕТ ВУ(71) Нижневартовский научно-исследовательский и проектный институт нефти (72) М,З.Шарифов(56) Зайцев Ю.В. и др, Справочное пособие по газлифтному способу эксплуатации скважин, - М,: Недра 1984, с.185 - 189.Авторское свидетельство СССР М 1573143, кл. Е 21 В 43/ОО, 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 ин- жекции 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 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 газо- жидкостного 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 неменее чем при трех различных режимах,определение коэффициента продуктивности и пластового давления, расчет зависимости дебита жидкости от расхода рабочегогаза для каждой точки инжекции газа вподъемник, выявление зоны взаимовлияниягазлифтных клапанов и определение технологически устойчивого режима работы скважины.Недостатками этого способа являются. низкая достоверность получаемой зависимости дебита от расхода рабочего газа изоны взаимодействия газлифтных клапанов, так как при расчете изменение дебитажидкости от перепада давления на пласт(коэффициент продуктивности) принимается постоянным, не учитываются измененияобводненности продукции, температур рабочего газа и газожидкостной смеси от расхода рабочего газа. Кроме того, известныйспособ имеет сложный алгоритм расчета,так как требуются дополнительные операциипо определееео коэФФициента продуктивности, пластового давления, зависимости даби"та от расхода газа для каждой точки инжекциигаза и пр.Цель изобретения - повышение эффективности способе зэ счет возможности повышения точиости юределевщ областейзависимости дебита жидкости от расходарабочего газа, соответствуеарих одноточечной инжекца газе в гадъемиик.Указанная цель достигаэтев тем, чторааад рабочего газа изменяат до ерэучэнилсоотношения ивмейщи 4 в д 66 тэ Йефтъ 3 к измененмю рэсмщэ Рэбочвгб Газа, РЮВюГО ийии и, мтюзее ав " Ьиненности пбдукции и тймйэрэтяВ рабемгбгаза и гэзожьакоетйеь гетокэ оъ РэюиМФрабочеге газэ. затем для кежаеге знэчеиеапоследнего находят фэктичеекме знэчении араметроа дебита жмэкоати, обводненности и температур газа и устьэвой, щмабдятрасчет давлений потока жидкости н газа ддвкаждого клапана, качииав с вывэрасеможенного, определяют расход газа при прохождении его через каждый клапан и послесравнения этого значения с Фактическимрасходом рабочего газа из зависимости дебита жидкости от расхода рабочего газа выделяют зоны с одноточечной инжекциейгаза через каждый клапан,Положительный эффект от примененияспособа заключается в увеличении добычинефти за счет правильного выбора технологически устойчивого режима работы скважины, а также в повышении срока службыгазлифтных клапанов и уменьшении межремонтного периода скважины, Ожидаемый5 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 расходарабочего 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 дебитаскважины ограничивается нижним пределом допустимого расхода газа через устьевой регулятор, Например, для газлифтногокомплекса Самотлорского месторождениянижний прзедел расхода газа принимается252-5 тыс. м /сут, в зависимости от проходного диаметра штуцера на регуляторах, Зонымаксимального дебита определяют исходяиз услсвия 0 (ЬОН - изменение деЛО,ЗГИЗО бита нефти при изменении расхода рабочего газа ЬЧ при 1-м режиме), т.е. изменениерасхода рабочего газа на скважине продолжают до получения соотношенияизменениядебита нефти к изменению расхода рабоче- .Зб го газа, равного или меньшего нуля. В ходеисследований для каждого режима.замеряют расход рабочего газа Ч, дебит жидкостиС 1, давление Рг, температура Тг рабочего газа, обводненность продукции ф, устьевыечю давления Ру и температУРЭ Ту газожидкостной смеси. Затем строят фактические кривые зависимости: 0 = 1(Ч); ф= 1 (Ч): Рг = 1(Ч)Тг фф Ру ф/) и Ту-ффНа втором этапе рассчитывают зоны в45 рабочей области зависимости 0 = ф/), соответствующие одноточечной инжекции газа вподьемник. Расчет проводят с использованием модели газлифтной скважины, т.е. системных уравнений, описывающих распределение50 давления газожидкостной смеси в газлифтномподъемнике, распределение давления газа взатрубном пространстве скважины идвижение газа через газлифтный клапан. Последо. вательность расчета следующая.55 Задается по интервалу расход рабочегогаза,М = Чмакс Ь Ч( - 1),ге Ч - расход газа при 1-м заданном шаге,м /сут;5 10 15 20 25 30 40 55 Ч - расход газа, соответствующий максимальному дебиту скважины, который находят из зависимости 0 = т(Ч), м /сут.зИспользуя экспериментальные зависимости, полученные на первом этапе, вычисляют параметры 0, ф, Рн, Тн, Ру и Ту, соответствующие каждому заданному ЧьРассчитывают для 1-го режима давление газа на глубине )-го вышерасположенного газлифтного клапана Ргц при Чь Ргь Тгь Пг и Хк, используя уравнение, описывающее распределение давления газа в затрубном пространстве скважины; где) = 1, К - порядковый номер газлифтного клапана; К - нижняя точка инжекции газа; П - физико-химические свойства рабочего газа; Х - характеристики канала подачи газа.Рассчитывают давления в газожидкостном потоке на глубине)-го газлифтного клапана Рпл при заданных 0 ь Чь %, Ру, Тук Хп и Пф, используя уравнения, описывающие распределение давления газожидкостного потока в подъемнике; где Хп - характеристи- ки газлифтного подъемника, Пф - параметры, характеризующие свойства пластового флюида,Проверяют соотношение )-го газлифтного клапана при Х, и найденных Р и Ру, используя уравнение баланса сил, действующих на состояние гаэлифтного клапана,где Хк. - характеристики )-го газлифтного клапана; если )-й газлифтный клапан открыт, то определяют расход газа, поступающего в подъемник через канал клапана Чу при заданных Ргр, Тг,. РП 1 ь Так Хкл, и Пг,используя уравнение, описывающее движение газа через гаэлифтный клапан; сопоставляют расчетный Ч 1 и фактический Ч расходы закачиваемого газа. при Чу Ч ф ЬЧ объем газа полностью поступает в подъемник через рассматриваемый (вышерасположенный) /-й газлифтный клапан, т.е. точка инжекции газа является единственной; при Чи% ф ЛЧц объем газа поступает в подъемникчереэ несколько клапанов,т,е. имеется 45многоточечйая инжекция газа, поэтому режим исключается иэ зависимости 0 = т(Ч),где Юц - допустимое отклонение расхода рабочего газа, которое определяют исходяиз значения погрешности расчета и замера; 50если )-й вышерасположенный газлифтный клапан закрыт, то расчет продолжают аналогично для последующего ) + 1-го клапана и, в конечном итоге, определяют режимы, соответствующие одноточечной инжекции газа в подъемнике.Таким образом определяют эоны устойчивого режима работы скважины из фактической зависимости 0 - т(Ч), соответствующие одноточечной инжекции газа в подъемник через каждый газлифтный клапан.На последующем этапе выбирают оптимальный режим работы скважины в устойчивых областях зависимости 0 = 1(Ч). соответствующий одному из критериев: максимальному дебиту скважины, минимальному удельному объему рабочего газа на одну тонну добычи нефти, ограниченному расходу газа или же дебиту скважины.Примеры определения зависимости 01 = ф/) 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 0 = 1(Ч) с учетом зон взаимодействия гаэлифтных клапанов. Формула изобретения Способ управленияработой 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 за 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 через каждый клапан,1737104 Таблица 1 Характеристики газлифтной скважины с газлифтными клапанами Таблица 2ультаты исследования и расцета устоициеых режимов работыскважины результаты расчета аваеные режимы Тр У 7;ь У,.2 аУ Одноточечн,инжекциягаза 3 Ц Па 6 Да а 1,0 2 00,5 40У. Я. 3 Р, Т тыс мз мз д.ед. Наа С сут сут. 1 92 95 18213 36 2 330 Составитель М,ШарифоТехред М.Моргентал ектор ТЛИалец,аковска акт 3 1.875 ТиражВНИИПИ Государственного ком113035, Мос та по изобретени , Ж, Рауаская Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина; 10 1715 дписноеи открытиям при ГКНТ СССРб 4/5