ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ
[01] По настоящей заявке испрашивается приоритет предварительной заявки № 62/893976 на патент США, поданной 30 августа 2019 года.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[02] Использование нагнетаемого газа, обычно известное как газлифт, для содействия добыче жидкостей из скважины представляет собой сбалансированное действие. При избыточном нагнетании газа гарантируется подъем жидкостей на поверхность, но возрастает трение в течение процесса добычи и может уменьшиться поток флюида из пласта в скважину. При недостаточном нагнетании газа подъем жидкостей на поверхность ослабевает и это приводит к накоплению флюидов в скважине, еще большему ограничению потока флюидов и снижению добычи. Поэтому промышленность получит выгоду от способов и установки, способных непрерывно осуществлять управление расходом газа при нагнетании для компенсации изменений давления при добыче.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[03] Согласно одному аспекту настоящего раскрытия предложен способ управления компрессорной системой в течение газлифтных операций. Способ включает в себя этапы работы компрессорной системы при начальном расходе газа при нагнетании, достаточном для подъема всех жидкостей из скважины; работы компрессорной системы в течение первого инкрементального периода времени при первом инкрементальном расходе газа при нагнетании, более высоком, чем начальный расход газа при нагнетании; продолжения добычи жидкостей из скважины в течение первого инкрементального периода и в то же время мониторинга давления в скважине при добыче; определения среднего давления при добыче на протяжении инкрементального периода; работы компрессорной системы в течение второго инкрементального периода времени при втором инкрементальном расходе газа при нагнетании, где второй инкрементальный расход газа при нагнетании больше, чем первый инкрементальный расход газа при нагнетании; продолжения добычи жидкостей из скважины в течение второго инкрементального периода и в то же время мониторинга давления в скважине при добыче; определения среднего давления при добыче на протяжении второго инкрементального периода; работы компрессорной системы в течение третьего инкрементального периода времени при третьем инкрементальном расходе газа при нагнетании, где третий инкрементальный расход газа при нагнетании больше, чем второй инкрементальный расход газа при нагнетании; продолжения добычи жидкостей из скважины в течение третьего инкрементального периода и в то же время мониторинга давления в скважине при добыче; определения среднего давления при добыче на протяжении третьего инкрементального периода; идентификации инкрементального расхода газа при нагнетании, при котором создается самое низкое давление при добыче, в то время как все флюиды выгружаются из скважины; задания идентифицированного инкрементального расхода газа при нагнетании в качестве рабочего расхода газа при нагнетании для компрессорной системы и работы компрессорной системы по добыче всех флюидов из скважины.
[04] Описанный способ может включать в себя дополнительные инкрементальные периоды более высоких расходов газа при нагнетании.
[05] В качестве варианта этап работы компрессорной системы в течение первого инкрементального периода при первом инкрементальном расходе газа, более высоком, чем начальный расход газа при нагнетании, заменяется этапом, который протекает в течение первого инкрементального периода при первом инкрементальном расходе газа, который меньше, чем начальный расход газа при нагнетании. В последующие инкрементальные периоды работа происходит при более низких инкрементальных расходах газа при нагнетании, чем предшествующие инкрементальные расходы газа при нагнетании. Дополнительные инкрементальные периоды могут быть добавлены, при этом в течение каждого дополнительного инкрементального периода расход газа при нагнетании меньше, чем в течение предшествующего инкрементального периода.
[06] В качестве варианта этап работы компрессорной системы в течение первого инкрементального периода при первом инкрементальном расходе газа, более высоком, чем начальный расход газа при нагнетании, заменяется этапом, который протекает при первом инкрементальном расходе газа, который больше, чем начальный расход газа при нагнетании, и последующие инкрементальные периоды протекают при инкрементальных расходах газа при нагнетании, которые меньше, чем первый инкрементальный расход газа при нагнетании. Дополнительные инкрементальные периоды могут быть добавлены, при этом в течение каждого дополнительного инкрементального периода расход газа при нагнетании меньше, чем в течение предшествующего инкрементального периода.
[07] В качестве варианта этап работы компрессорной системы в течение первого инкрементального периода при первом инкрементальном расходе газа, более высоком, чем начальный расход газа при нагнетании, заменяется этапом, который протекает при первом инкрементальном расходе газа, который меньше, чем начальный расход газа при нагнетании. Последующие инкрементальные периоды протекают при более высоких инкрементальных расходах газа при нагнетании, чем предшествующие инкрементальные расходы газа при нагнетании. Дополнительные инкрементальные периоды могут быть добавлены, при этом в течение каждого дополнительного инкрементального периода расход газа при нагнетании больше, чем в течение предшествующего инкрементального периода.
[08] Описанный способ может дополнительно включать в себя этапы определения критического расхода при нагнетании. В режиме критического расхода способ содержит этапы оценивания максимального расхода (qmax) флюидов, выходящих из скважины, и среднего пластового давления (
) при максимальном расходе флюидов, выходящих из скважины; измерения давления при добыче при использовании датчика на забое скважины или измерения поверхностного давления в обсадной колонне при использовании поверхностного датчика и вычисления давления при добыче; вычисления общего расхода газа при нагнетании, необходимого для выгрузки флюидов из ствола скважины, при использовании измеренного или вычисленного давления при добыче и оцененных значений qmax и ; сравнения вычисленного общего расхода газа при нагнетании с расходом газа при нагнетании, при котором создается самое низкое давление при добыче и в то же время осуществляется выгрузка всех флюидов из скважины, и если вычисленный общий расход газа при нагнетании находится в пределах допуска расхода газа при нагнетании, при котором создается самое низкое давление при добыче и в то же время осуществляется выгрузка всех флюидов из скважины, то задают значения qmax и в качестве статических значений для вычисления минимального расхода газа при нагнетании, необходимого для выгрузки из скважины всех жидкостей; вычисления минимального расхода газа при нагнетании, необходимого для выгрузки всех жидкостей из скважины; и нацеливания компрессорной системы на работу при вычисленном минимальном расходе газа при нагнетании.
[09] Кроме того, в режиме критического расхода способ может включать в себя этапы мониторинга расходов флюидов, состоящих из воды, газа и нефти, выходящих из скважины; мониторинга давления на забое скважины или вычисления давления на забое скважины при использовании получаемого мониторингом поверхностного давления в обсадной колонне; вычисления общего расхода газа, необходимого для перемещения всех флюидов из скважины; вычитания расхода газа, выходящего из скважины, из вычисленного общего расхода газа, необходимого для перемещения всех жидкостей из скважины, для получения минимального расхода газа при нагнетании, необходимого для выгрузки всех жидкостей из скважины; и работы компрессорной системы при минимальном расходе газа при нагнетании, необходимом для выгрузки всех жидкостей из скважины.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
На чертежах:
[10] фиг. 1-2 - перспективные изображения салазок, поддерживающих компрессорную систему, пригодную для использования в раскрытом способе искусственного газлифта;
[11] фиг. 3 вид сверху салазок, поддерживающих компрессорную систему, пригодную для использования в раскрытых способах искусственного газлифта;
[12] фиг. 4 - график, позволяющий осуществлять сравнение удельной плотности с трением в пределах расходов при нагнетании и соответствующих давлений при добыче;
[13] Фиг. 5А и 5В - блок-схемы последовательностей действий, показывающие этапы определения критического расхода при нагнетании, необходимого для исключения возможности загрузки скважины, работающей в режиме газлифта;
[14] фиг. 6А-В - уравнения, необходимые для определения режима критической скорости Го при работе ниже режима критической скорости;
[15] фиг. 7 - уравнение для определения параметров qmax и Фогеля, отражающих соотношение между притоком в скважину и средним пластовым давлением;
[16] фиг. 8 - иллюстрация пересечения кривой расхода Хагедорна-Брауна с кривой Фогеля, отражающей соотношение между притоком в скважину и средним пластовым давлением; и
[17] фиг. 9А-С - уравнения 1-20, известные как уравнения модели расхода Хагедорна и Брауна.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
[18] Чертежами, включенными в это описание, иллюстрируются некоторые аспекты вариантов осуществления, описанных в этой заявке. Однако чертежи не следует рассматривать как исключающие варианты осуществления.
[19] В этом раскрытии представлены усовершенствованные способы управления работой нефтяных и газовых скважин, работающих в газлифтных режимах. Усовершенствования включают в себя модернизацию компрессорной системы 10, используемой для нагнетания газа в течение выполнения газлифтных операций, и новые способы управления работой компрессорной системой 10.
УСОВЕРШЕНСТВОВАННАЯ КОМПРЕССОРНАЯ СИСТЕМА
[20] Усовершенствованная компрессорная система 10 включает в себя модификации, рассчитанные на исключение дополнительных напряжений, вызванных новыми способами. В частности, усовершенствованная компьютерная система 10 разработана для противостояния напряжениям, возникающим при работе в случайных и/или переменных режимах.
[21] Компрессорная система 10 будет описана с обращением к фиг. 1-3. Компрессорная система 10 включает в себя обычные компоненты, такие как двигатель 12, поршневой компрессор 14 и узел 16 радиатора/вентилятора. Кроме того, компрессорная система 10 включает в себя программируемый логический контроллер (ПЛК), не показанный, и компьютерный сервер, не показанный, пригодный для управления операциями компрессорной системы 10 и управления вычислениями, необходимыми для осуществления способов, раскрытых в этой заявке. Компьютерный сервер может быть расположен на месте нахождения скважины или может быть расположен на удалении и доступен как облачный сервер или другой удаленный сервер. Обычно компьютерный сервер выполняет необходимые вычисления и управляет работой программируемого логического контроллера. Однако любое компьютерное устройство может быть использовано для выполнения операций, необходимых для осуществления раскрытых способов. Для краткости это раскрытие будет относиться к различным компьютерным системам или устройствам управления в качестве компьютерного сервера.
[22] Для компенсации напряжений, создаваемых способами, раскрытыми ниже, компрессорная система 10 содержит опоры 18 для труб, предназначенные для придания поддерживаемым трубам конструктивной жесткости по всем направлениям. При использовании опор 18 для труб вибрации и импульсы от труб или трубопроводов передаются к участку салазок компрессорной системы 10. Таким образом, как показано на чертежах, компрессорная система 10 особенно пригодна для осуществления нижеследующих способов автоматического и непрерывного регулирования расходов газа при нагнетании, благодаря чему повышается производительность скважины.
УСОВЕРШЕНСТВОВАННЫЕ СПОСОБЫ ВЫПОЛНЕНИЯ ГАЗЛИФТНЫХ ОПЕРАЦИЙ
[23] В дополнение к усовершенствованной компрессорной системе 10 настоящее изобретение включает в себя усовершенствованные способы управления компрессорной системой 10. Способы, раскрытые ниже, предоставляют оператору скважины возможность идентифицировать и поддерживать расходы газа при нагнетании, которые приводят к минимальному давлению при добыче. Минимальное давление при добыче определяется либо датчиком на забое скважины, либо датчиком давления в обсадной колонне, расположенным на поверхности или любом удобном месте, способным осуществлять мониторинг давления на устье скважины. Термин «минимальное давление при добыче», используемый в этой заявке, относится к давлению, определяемому либо датчиком давления на забое скважины, поверхностным датчиком давления в обсадной колонне, либо другим датчиком, пригодным для определения или вычисления давления на дне эксплуатационной обсадной колонны, необходимого для подъема флюидов из скважины, при котором исключается загрузка жидкостью ствола скважины. Благодаря поддержанию минимального давления при добыче оператор может работать при минимальном расходе газа при нагнетании, необходимом для добычи нефти и газа из скважины. При минимальном расходе газа при нагнетании снижается трение в стволе скважины и повышается эффективность эксплуатации.
[24] После инициирования газлифтной операции оператор обычно оперирует расходом при нагнетании, основанным на характеристике скважины после заканчивания скважины. В общем случае начальный расход газа при нагнетании вычисляют на основе конфигурации газлифтных клапанов, то есть вида и местоположения газовых клапанов, используемых в скважине, и количества газа, необходимого для выгрузки полного столба жидкости выше глубины установки первого клапана. Первый клапан представляет собой клапан, ближайший к поверхности. Обычно начальный расход газа при нагнетании представляет собой оценку. Если начальный расход газа при нагнетании позволяет осуществлять добычу из скважины, то оператор обычно продолжает использовать этот расход при нагнетании. Однако со временем пластовые и поверхностные условия изменяются. В частности, изменения пластового давления, скорости втекания углеводородов в ствол скважины и давления в трубопроводе продукции будут влиять на характеристики добычи. В результате при начальном расходе газа при нагнетании нефть не будет эффективно добываться из скважины в течение срока эксплуатации скважины.
[25] Нижеследующий способ обеспечивает возможность непрерывного регулирования работы компрессорной системы 10 для гарантии расхода газа при нагнетании, который обеспечивает минимальное давление при добыче, необходимое для подъема флюидов из скважины. Раскрываемый способ имеет две основные составляющие или два режима. В этой заявке первая основная составляющая называется «режимом поиска» и вторая основная составляющая называется «режимом критического расхода». Режим критического расхода основан на данных, обнаруживаемых в течение осуществления режима поиска. По усмотрению режим поиска можно использовать вместе с осуществлением на практике режима критического расхода или без него.
РЕЖИМ ПОИСКА
[26] Режим поиска начинают с начального расхода газа при нагнетании, определенного на основании факторов, описанных выше. Способы определения начального расхода газа при нагнетании хорошо известны специалистам в данной области техники. Поэтому режим поиска нацелен на определение минимального расхода газа при нагнетании, соответствующего минимальному давлению при добыче, путем управления компрессорной системой 10 и регулирования ее.
[27] В общем случае работа компрессорной системы 10 при расходе газа при нагнетании, обеспечивающем минимальное давление при добыче, представлена графиком на фиг. 4. На фиг. 4 представлен график удельной плотности (Sg) смеси скважинных флюидов в зависимости от изменения расхода газа при нагнетании и трения, являющегося результатом добычи скважинных флюидов, в зависимости от изменения расхода газа при нагнетании. Нижняя точка графика, в которой кривые плотности и трения пересекаются, в основном отображает минимальный расход газа при нагнетании, соответствующий добыче нефти и других жидкостей при минимальном давлении при добыче, определяемом имеющимися датчиками. Если скважина включает в себя манометр или датчик давления на забое скважины, то значение, обеспечиваемое датчиком, оценивают как давление при добыче, однако, если манометр на забое скважины отсутствует, то манометр или датчик давления на поверхности обсадной колонны используют для оценивания или определения давления при добыче. При расходах газа при нагнетании, меньших, чем расход в точке пересечения, делается невозможной добыча углеводородов из скважины при максимальном расходе (qmax), соответствующем этой газлифтной конструкции. В результате ствол скважины будет загружаться непродуктивными жидкостями. Однако при излишнем нагнетании газа будет создаваться дополнительное трение в течение газлифта и исключаться выгрузка при максимальной эффективности.
[28] Режим поиска обеспечивает инкрементальное изменение расходов при нагнетании выше и ниже начального расхода газа при нагнетании. Способ может быть повторен спустя определенный период времени для повторной установки расхода газа при нагнетании, чтобы учесть изменения в пласте и/или поверхностных состояниях. В течение режима поиска расход газа при нагнетании регулируют поэтапно, чтобы идентифицировать расход газа при нагнетании, необходимый для достижения минимального давления при добыче, для подъема флюидов из ствола скважины на поверхность.
[29] Когда работа осуществляется в режиме поиска, система идентифицирует требуемый расход газа при нагнетании, используя диапазон расходов при нагнетании. Диапазон поиска расходов при нагнетании может изменяться от предшествующего расхода при нагнетании в пределах от около 200 тысяч (тыс.) стандартных (ст.) фут3/сутки (5663 м3/сутки) до около 1000 тыс. ст. фут3/сутки (28317 м3/сутки) или до производительности компрессорного блока. Обычно в диапазоне поиска расход при нагнетании изменяется от около 500 тыс. ст. фут3/сутки (14158 м3/сутки) до около 700 тыс. ст. фут3/сутки (19822 м3/сутки).
[30] В режиме поиска обычно поэтапно повышают или снижают расход при нагнетании инкрементальным способом, при этом количество этапов, необходимых для охвата всего выбранного диапазона, определяется инкрементальным изменением расхода при нагнетании. Каждый этап инкрементального изменения выполняют в течение определенного периода времени, инкрементального периода. Обычно инкрементальный период составляет от около 24 ч до около 72 ч. В большинстве случаев инкрементальный период составляет около 48 ч. В течение каждого инкрементального периода следует осуществлять мониторинг давления при добыче. Хотя мониторинг давления при добыче может протекать в течение продолжительности инкрементального периода, усреднение давления при добыче не осуществляют. Для обеспечения точной оценки давления при добыче с выбранным инкрементальным расходом при нагнетании скважина должна быть стабилизированной при этом расходе при нагнетании. Поэтому усреднение давления следует выполнять после стабилизации скважины. Таким образом, данные о давлении, получаемые в течение первых 5-15% инкрементального периода, должны быть отброшены. Иначе говоря, среднее давление при добыче определяют в течение последних 85-95% инкрементального периода. В большинстве случаев данные о давлении, получаемые в течение первых 10% инкрементального периода, должны быть отброшены.
[31] В одном варианте осуществления режим поиска следует заданной картине повышающихся и понижающихся расходов при нагнетании. В этом варианте осуществления первое приращение является высоким или низким, при этом расход газа при нагнетании повышается на определенную величину выше начального расхода газа при нагнетании. Если первый инкрементальный период характеризуется повышенным расходом, повышение может быть от около 25 тыс. ст. фут3/сутки (708 м3/сутки) до около 100 тыс. ст. фут3/сутки (2832 м3/сутки). Типичное приращение в случае повышенного расхода газа при нагнетании составляет около 20 тыс. ст. фут3/сутки (566 м3/сутки) или около 25 тыс. ст. фут3/сутки (708 м3/сутки). Повышенный расход газа при нагнетании должен сохраняться в течение инкрементального периода, обычно 48 ч. Таким образом, если начальный расход газа при нагнетании составляет 600 тыс. ст. фут3/сутки (16990 м3/сутки), повышенный расход газа при нагнетании, составляющий 625 тыс. ст. фут3/сутки (17698 м3/сутки), будет иметься в течение инкрементального периода времени. В течение повышенного нагнетания газа осуществляют мониторинг давления при добыче для контроля повышения давления.
[32] Каждое понижающее или повышающее расход приращение должно сохраняться в течение определенного инкрементального периода, обычно 48 ч. Понижающие расход приращения могут быть в пределах от около 10 тыс. ст. фут3/сутки (283 м3/сутки) до около 100 тыс. ст. фут3/сутки (2832 м3/сутки). Типичное приращение в случае понижающегося расхода газа при нагнетании составляет около 20 тыс. ст. фут3/сутки (566 м3/сутки) или около 25 тыс. ст. фут3/сутки (708 м3/сутки). После ввода инкрементального изменения и полного диапазона поиска можно определить общее количество понижающих расход приращений, необходимых для охвата диапазона поиска расходов при нагнетании. Как отмечалось выше, это определение обычно должно осуществляться автоматически путем выполнения программы, имеющей отношение к компрессорной системе 10. Таким образом, в режиме поиска требуются пять понижающих расход этапов для диапазона поиска от 625 тыс. ст. фут3/сутки (17698 м3/сутки) до 500 тыс. ст. фут3/сутки (14158 м3/сутки) и понижающее расход приращение 25 тыс. ст. фут3/сутки (708 м3/сутки). В течение каждого инкрементального понижающегося расхода газа при нагнетании давление при добыче, определяемое в соответствии с давлением на забое скважины или поверхностным давлением в обсадной колонне, должно контролироваться и усредняться по мере определения имеющимися датчиками. Как отмечалось выше, данные, получаемые в течение начального участка инкрементального периода, должны быть отброшены. Для ясности укажем, что датчик давления на забое скважины располагают на дне вертикального участка ствола скважины и поверхностный датчик располагают на поверхности участка эксплуатационной насосно-компрессорной колонны.
[33] Расход газа при нагнетании, при котором получается самое низкое давление при добыче, идентифицируется как новый рабочий расход газа при нагнетании, то есть как решение, по окончании всех инкрементальных периодов повышения и понижения расхода. Компрессорной системе 10 задается рабочий расход газа при нагнетании и разрешается поддерживать этот расход в течение определенного периода времени при добыче. Определенный период добычи при непрерывной работе с рабочим расходом газа при нагнетании изменяется от скважины к скважине в зависимости от таких факторов, как эффективный размер пласта, пластовое давление, близость соседних скважин и условия на поверхности, такие как давление и расход в трубопроводе продукции. В конечном счете, пользователь определяет, как долго по его оценке полученное решение следует использовать до повторения режима поиска или использования режима критического расхода, описанного ниже. Кроме того, оператор скважины имеет право сокращать выбранный период работы в соответствии с полученным решением в ответ на определенные мониторингом условия. По окончании определенного периода добычи или сокращенного периода описанный выше режим поиска может быть повторен для определения нового рабочего расхода газа при нагнетании.
[34] Режим поиска, предназначенный для определения минимального давления при добыче, исходно не ограничен работой с первым повышающим расход приращением, за которым следует ряд понижающих расход приращений. Точнее, способ может охватывать весь диапазон поиска расходов газа при нагнетании в результате инкрементального повышения расхода газа при нагнетании от начального расхода газа при нагнетании до требуемого более высокого расхода газа при нагнетании. Аналогично, способ может охватывать весь диапазон поиска расходов газа при нагнетании в результате инкрементального понижения нагнетания газа до конечного более низкого расхода газа при нагнетании. Как описывалось выше, каждый инкрементальный этап выполняется в течение определенного инкрементального периода при определенном инкрементальном изменении расхода газа при нагнетании. Кроме того, в течение каждого инкрементального периода осуществляются мониторинг и усреднение давления при добыче в предположении стабильности скважины при инкрементальном расходе газа при нагнетании.
[35] В предпочтительном варианте осуществления компьютерный сервер, связанный с компрессорной системой 10, программируется на месте или удаленно оператором скважины при использовании каждой переменной, рассмотренной выше. Компьютерный сервер можно программировать для выполнения операций способов, описанных в этой заявке, используя обычный язык программирования. Специалист в данной области техники должен быть знаком с программным кодом, необходимым для непосредственного управления компрессорной системой 10 в соответствии с этапами, изложенными в этой заявке. Мониторинг каждого инкрементального этапа осуществляется компрессорной системой 10 и представляется оператору любым обычным способом, например электронным. И наконец, компьютерный сервер, связанный с компрессорной системой 10, вычисляет среднее давление при добыче, используя данные, получаемые в течение каждого инкрементального этапа, и выбирает расход при нагнетании, соответствующий самому низкому среднему давлению при добыче, для выполнения последующих непрерывных операций в скважине. По окончании заданного интервала непрерывной работы пользователь, или оператор скважины, или компрессорная система 10 повторяет режим поиска для повторной регулировки рабочего расхода газа при нагнетании с учетом изменений скважинных условий.
[36] Итак, при практическом осуществлении режима поиска пользователь или оператор скважины имеет сведения о начальном расходе газа при нагнетании, определенном на основании калибровки газлифтного клапана, или при наличии реализованной добычной газлифтной системы имеет текущий расход газа при нагнетании, используемый при добыче. В таком случае пользователь определяет диапазон поиска, инкрементальное изменение расхода газа при нагнетании и количество приращений, используемых в течение определения минимального давления при добыче. Характеристики инкрементального периода, в течение которого получается минимальное давление при добыче, принимаются к сведению для использования в последующем режиме критического расхода. В конечном итоге оператор определяет и вводит продолжительность периода добычи, в течение которого скважина будет работать при рабочем расходе газа при нагнетании, определенном в режиме поиска, для обеспечения требуемого минимального давления при добыче.
[37] Таким образом, режим поиска можно описать следующим образом: активизируется режим автоматического управления нагнетанием газа; время начала по таймеру истекает и компрессорная система 10 начинает управляемый процесс поиска расхода газа при нагнетании; инкрементальные расходы при нагнетании и инкрементальные периоды времени активизируются и выполняются; в течение каждого инкрементального периода компрессорная система 10 игнорирует данные в продолжение первой части (от 5% до 15%) инкрементального периода, после стабилизации скважины на стадии расхода при нагнетании, контролируемое давление при добыче усредняется для остатка каждого инкрементального периода и регистрируется компрессорной системой 10; по завершении всех инкрементальных расходов при нагнетании в течение инкрементальных периодов компрессорная система 10 определяет, при каком расходе при нагнетании создается самое низкое среднее давление при добыче; компрессорная система 10 регулирует расход газа при нагнетании до соответствия идентифицированному расходу при нагнетании газа, при котором создается самое низкое давление при добыче, и поддерживает этот идентифицированный расход газа при нагнетании в течение определенного периода добычи; по истечении определенного периода добычи компрессорная система 10 повторяет эти операции для установления нового расхода газа при нагнетании, подходящего для поддержания самого низкого давления при добыче.
[38] В качестве примера управления расходом газа при нагнетании с использованием режима поиска будет рассмотрена работа газлифтной скважины, дающей добычу при заданном расходе газа при нагнетании, составляющем 600 тыс. ст. фут3/сутки (16990 м3/сутки). Перед началом способа управления нагнетанием газа оператор определяет диапазон поиска. В данном случае выбирает диапазон поиска от 500 тыс. ст. фут3/сутки (14158 м3/сутки) до 640 тыс. ст. фут3/сутки (18123 м3/сутки). Выбирает начальное повышающее расход приращение 40 тыс. ст. фут3/сутки (1133 м3/сутки) и последующее понижающее расход приращение 20 тыс. ст. фут3/сутки (566 м3/сутки). Таким образом, первое приращение будет обеспечивать начальное повышение до 640 тыс. ст. фут3/сутки (18123 м3/сутки), тогда как семь понижающих расход приращений потребуются для достижения нижнего конца 500 тыс. ст. фут3/сутки (14158 м3/сутки). В этом примере оператор определяет, что повышающее расход приращение будет происходить на протяжении одного 48-часового инкрементального периода. Точно так же оператор определяет, что каждое понижающее расход приращение происходит в течение инкрементальных периодов, продолжающихся 48 ч. Таким образом, по окончании повышающего расход приращения скважина будет работать при расходе газа при нагнетании, составляющем 620 тыс. ст. фут3/сутки (17556 м3/сутки), в течение инкрементального периода, составляющего 48 ч. Каждое последующее понижающее расход приращение также будет происходить в течение определенного инкрементального периода, составляющего 48 ч. Кроме того, оператор устанавливает определенный период добычи, такой как три недели, после определения расхода газа при нагнетании, при котором обеспечивается самое низкое давление при добыче.
[39] После разблокирования режима поиска компьютерный сервер, связанный с компрессорной системой 10, указывает на необходимость начать повышающее расход приращение. Поэтому в этом примере компрессорная система 10 работает при 640 тыс. ст. фут3/сутки (18123 м3/сутки) в течение инкрементального периода, составляющего 48 ч, и определяет среднее давление при добыче на протяжении 43,2 ч инкрементального периода повышения расхода.
[40] По окончании определенного инкрементального периода в течение повышающего расход приращения компьютерный сервер, связанный с компрессорной системой 10, в течение определенного времени осуществляет непосредственное управление каждым инкрементальным периодом понижения расхода. Таким образом, после начала первого инкрементального периода понижения расхода, составляющего 48 ч, расход газа при нагнетании снижается до 620 тыс. ст. фут3/сутки (17556 м3/сутки). При каждом последующем инкрементальном периоде понижения расхода работа выполняется при определенном инкрементальном снижении расхода газа при нагнетании на 20 тыс. ст. фут3/сутки (566 м3/сутки) до конечного понижающего расход приращения 500 тыс. ст. фут3/сутки (14158 м3/сутки). Как рассматривалось выше, среднее давление при добыче должно определяться на протяжении последних 43,2 ч каждого инкрементального периода понижения расхода.
[41] По окончании последнего инкрементального периода компьютерный сервер, связанный с компрессорной системой 10, идентифицирует расход газа при нагнетании, связанный с самым низким средним давлением при добыче в течение определенного инкрементального периода. Идентифицированный расход газа при нагнетании именуется рабочим расходом газа при нагнетании. После этого компьютерный сервер, связанный с компрессорной системой 10, автоматически корректирует режим добычи из скважины в соответствии с использованием нового рабочего расхода газа при нагнетании. Компьютерный сервер, связанный с компрессорной системой 10, поддерживает выбранный рабочий расход газа при нагнетании в течение трех недель, определенных оператором. По окончании трех недель или другого выбранного периода времени расход из решения может быть использован при работе в режиме критического расхода. Если спустя выбранный период времени имеется недостаточно данных для активизации работы в режиме критического расхода, процесс повторяют с использованием тех же самых значений для инкрементальных периодов времени повышения, понижения и определенного расхода до тех пор, пока они не будут изменены оператором. Таким образом, режим поиска обеспечивает многократную корректировку рабочего расхода газа при нагнетании для поддержания работы скважины с расходом при нагнетании, который обеспечивает минимальное давление при добыче.
[42] Режим поиска обеспечивает заметное улучшение по сравнению с традиционными газлифтными операциями, однако режим поиска не обеспечивает корректировку расхода газа при нагнетании в реальном времени или даже ежедневную. К счастью, данные, необходимые для непрерывного обновления расхода газа при нагнетании, могут быть получены путем непрерывного мониторинга объема добычи, среднего давления в эксплуатационной насосно-компрессорной колонне, среднего давления при добыче, среднего давления в трубопроводе продукции. Эти значения и другие, рассмотренные ниже, используются в режиме критического расхода. В то время как режим поиска можно считать обеспечивающим эмпирическое определение требуемого расхода газа при нагнетании, режим критического расхода основан на эмпирическом решении режима поиска и обеспечивает непрерывное обновление вычисляемого значения расхода газа при нагнетании, необходимого для выдачи скважинных флюидов на поверхность при минимальном давлении при добыче. Таким образом, режим критического расхода обеспечивает непрерывную точную настройку расхода газа при нагнетании, вследствие чего повышается эффективность добычи из скважины. Кроме того, в режиме критического расхода используется текущий расход газа при добыче из скважины и осуществляется корректировка расхода газа при нагнетании для исключения чрезмерного нагнетания и недостаточного нагнетания в скважину. Таким образом, режим критического расхода обеспечивает работу при минимальном расходе газа при нагнетании, то есть при критическом расходе, необходимом для выгрузки всех жидкостей из скважины.
РЕЖИМ КРИТИЧЕСКОЙ СКОРОСТИ
[43] Режим критической скорости будет рассмотрен с обращением к фиг. 4-9. На фиг. 5А и 5В представлены блок-схемы последовательности действий при выполнении операций компьютерным сервером, связанным с компрессорной системой 10, для определения расхода газа при нагнетании, необходимого для выгрузки флюидов из ствола скважины при заданном давлении при добыче, то есть критического расхода газа при нагнетании. При выполнении операций компьютерный сервер может использовать данные о давлении при добыче, измеряемом непосредственно манометром или датчиком, или компьютерный сервер может вычислять давление при добыче, как это описано ниже, используя уравнения Хагедорна и Брауна из фиг. 9А-В и поверхностный датчик в обсадной колонне.
[44] На фиг. 5А представлена блок-схема последовательности действий при выполнении процесса определения статических параметров Фогеля, отражающих соотношение между притоком в скважину и средним пластовым давлением, где 
- среднее пластовое давление, фунт-сила/дюйм2; и qmax - максимальный расход флюидов, выходящих из скважины, фут3/сутки или баррель/сутки. В общем случае единицы физических величин, используемые в любом режиме, могут быть согласованы с единицами физических величин, обычно используемыми в полевых условиях. Фиг. 5В включает в себя параметры Фогеля, отражающие соотношение между притоком в скважину и средним пластовым давлением, полученные в соответствии с фиг. 5А, в виде статических значений, а для корректировки критического расхода газа при нагнетании используются получаемые в реальном времени данные о давлении при добыче или вычисленные данные о давлении при добыче и расходы флюидов, выходящих из пласта. Операции, представленные на блок-схемах последовательности действий процесса из фиг. 5А и 5В, программируются на компьютерном сервере, связанном с компрессорной системой 10. Таким образом, процессы из фиг. 5А и 5В обеспечивают возможность управления работой компрессорной системы 10 при работе в режиме критического расхода.
[45] Как будет описано более подробно ниже, для блок-схемы последовательности действий процесса из фиг. 5В уравнения Хагедорна и Брауна из фиг. 9А и 9В используются для вычисления давления при добыче на основе измеренного давления на поверхности обсадной колонны и вычисленных потерь ΔPg гравитационного давления (фунт-сила/дюйм2, уравнение 1), и вычисленных потерь ΔPg давления от трения (фунт-сила/дюйм2, уравнение 2) на протяжении вертикального интервала ствола скважины. После этого вычисленное значение давления при добыче используется в уравнениях Го, представленных в верхней части фиг. 6А, для вычисления расхода газа при нагнетании, используемого на этапе 2 из фиг. 5В. Однако, если скважина имеет манометр на забое, то этап использования уравнений Хагедорна и Брауна из фиг. 9А и 9В может быть пропущен, а измеренное давление при добыче введено в уравнение Го для использования на этапе 2 из фиг. 5В.
[46] Для итерационного процесса из фиг. 5А используются данные, полученные в течение инкрементального периода режима поиска, на протяжении которого осуществляется приведение к рабочему расходу газа при нагнетании. Кроме того, в процессе из фиг. 5А используется вводимая оператором информация, относящаяся к конфигурации скважины и конфигурации газовых клапанов, установленных в законченной скважине.
[47] На этапе 1 из фиг. 5А оператор вводит начальные оценки qmax и . Что касается фиг. 8, то начальная точка для начальной оценки (среднего пластового давления) представляет собой нормальный градиент давления, обычно используемый для оценивания пластового давления, и начальная точка для начальной оценки qmax (максимального расхода флюидов, протекающих по стволу скважины) представляет собой значение, равное удвоенному текущему отбору из скважины. Когда рассматриваемая скважина является частью более крупного пласта, то технические сведения относительно соседних скважин и данные, собранные из пласта, могут быть использованы для определения начальных оценок и qmax. Как рассматривается ниже, оценивание значений является только началом итерационного процесса определения статических значений и qmax. Следовательно, начального наилучшего предположения должно быть достаточно для начала описываемого способа, а специалист в области добычи углеводородов может без труда получать правдоподобные начальные оценки этих значений. На этапе 1 пользователь вводит и другие данные наблюдений, которые включают в себя нижеследующие характеристики, относящиеся к законченной скважине и скважинным операциям в течение режима поиска. Эти характеристики включают в себя оцененное значение максимального расхода qmax флюидов, протекающих по стволу скважины; среднее пластовое давление ; истинную вертикальную глубину (ИВГ) скважины, фут; измеренную глубину (ИГ) скважины, фут; общую длину эксплуатационной насосно-компрессорной колонны, фут; внутренний диаметр обсадной колонны, дюймы; внутренний диаметр эксплуатационной насосно-компрессорной колонны, дюймы; конструкцию клапана и глубину относительно измеренной глубины и истинной вертикальной глубины и давление закрытия каждого клапана, фунт-сила/дюйм2; расход QS твердого вещества, фут3/сутки; поток QW воды, баррель/сутки; дебит QO нефти, баррель/сутки; расход QG газа, тысячи ст. фут3/сутки; плотность SS твердого вещества, определенную оператором; плотность SW воды, определенную оператором; плотность SO нефти, определенную оператором; плотность SG газа, определенную оператором, для воздуха 1, для природного газа приблизительно от 0,7 до 0,85; среднюю температуру Tav, вычисленную на основе мониторинга температуры на поверхности и оцененной температуры на забое; площадь Ai поперечного трубы, дюйм2, вычисленную на основе внутреннего диаметра трубопровода; гравитационное ускорение g, 32,17 фут/с2 (9,8 м/с2); гидравлический диаметр Dh, дюйм, вычисленный на основе расхода, определенного пользователем; вычисленный угол θ наклона, градусы; шероховатость ε' стенки трубы, дюймы, предполагаемое значение для трубы в стволе скважины; температуру Tbh на забое скважины (может быть оценкой); общий расход Qgm воздуха/газа при нагнетании, необходимый для перемещения капель жидкости (ст. фут3/мин), вычисленный при выполнении итерационного процесса из фиг. 5В; минимальную кинетическую энергию Ekm, необходимую для перемещения капель жидкости (фунт-сила-фут/фут3), вычисленную при выполнении итерационного процесса из фиг. 5В; давление Phf при добыче (фунт-сила/дюйм2), измеренное датчиком на забое скважины или вычисленное на основании уравнений из фиг. 9А-С; переменные, идентифицированные на основе уравнений Хагедорна и Брауна из фиг. 9А-С, включая введенные и вычисленные значения, известные специалистам в данной области техники.
[48] По окончании операций этапа 1 из фиг. 5А необходимо выполнять итерационное определение (этапы 2 и 3) для получения статических параметров Фогеля, qmax и , отражающих соотношение между притоком в скважину и средним пластовым давлением, соответствующих расходу газа при нагнетании, при котором получается минимальное давление при добыче в пределах допуска рабочего расхода газа при нагнетании в течение режима поиска и в рамках схемного решения ствола скважины. Приемлемым для задания qmax и является предел допуска, при котором расход при нагнетании отклоняется приблизительно на 5% от рабочего расхода газа при нагнетании, при котором получается минимальное давление при добыче, обусловленное инкрементальным периодом.
[49] Как рассматривалось выше, этап 1 включает в себя начальную оценку значений qmax и . На этапе 2 оператор или компьютерный сервер, связанный с компрессором 10, использует уравнения Хагедорна и Брауна из фиг. 9А и 9В для нахождения решения для давления при добыче. Однако, если используется скважинный манометр, то давление при добыче получают непосредственным измерением. При последующем определении давления при добыче путем вычисления или непосредственного измерения на этапе 2 используют уравнения Го из фиг. 6А и 6В, чтобы найти решения для общего расхода газа, необходимого для выгрузки флюидов из скважины, и сравнивают общий расход газа при нагнетании с рабочим расходом газа при нагнетании из инкрементального периода, при котором получается минимальное давление при добыче. На этапе 3 оператор или компьютер при выполнении сравнения с рабочим расходом газа при нагнетании определяет, находится ли общий расход газа при нагнетании в пределах приемлемого допуска. Если не находится, то корректирует qmax и и продолжает итерационный процесс до получения значений, находящихся в пределах допуска.
[50] Таким образом, рабочий расход газа при нагнетании из способа поиска обеспечивает значение, необходимое для решения уравнений Го. Если при начальных оценках qmax и получается значение расхода газа при нагнетании, отклоняющееся приблизительно на 5% от рабочего расхода газа при нагнетании в течение инкрементального периода, который соответствует рабочему расходу газа при нагнетании, то есть находящееся в пределах допуска, то система или пользователь определяет qmax и как статические значения Фогеля. Если при первоначально определенном значении расхода газа при нагнетании получается значение решения уравнений Го вне пределов допуска, система или пользователь выполняет итерационные вычисления, изменяя первоначальные оценки qmax и и повторяя этапы 2-3 до тех пор, пока определенный общий расход газа при нагнетании в сравнении с рабочим расходом газа при нагнетании из режима поиска, при котором получается минимальное давление при добыче, не будет находиться в пределах указанных 5% допуска.
[51] Статические значения qmax и Фогеля представлены кривой Фогеля на фиг. 8. После построения кривой Фогеля пользователь переводит компрессорную систему 10 в режим критического расхода, детерминированный на фиг. 5В. В дополнение к отображению кривой Фогеля на графике из фиг. 8 представлена модель Хагедорна и Брауна для расходов при нагнетании, соответствующих различным давлениям при добыче, и расходов флюида, протекающего из пласта в скважину. Пересечением кривой 42 расхода газа при нагнетании из модели Хагедорна и Брауна с кривой 44 Фогеля, отражающей соотношение между притоком в скважину и средним пластовым давлением, идентифицируется давление при добыче (давление на забое скважины), необходимое для определения Qgm в точке 46, то есть минимального расхода газа при нагнетании, необходимого для выгрузки жидкости из скважины, при статических значениях qmax и , определяемых из уравнения Го в верхней части фиг. 6А. Таким образом, на фиг. 8 представлена визуализация изменений значений Qgm в ответ на изменения давления при добыче (Pwf на фиг. 7 и Phf на фиг. 6А) и расходов флюидов (дебита Qo нефти в баррелях/сутки, расхода Qg газа в тысячах ст. фут3/сутки, потока Qw воды в баррелях/сутки) в течение процесса добычи из скважины.
[52] При работе в режиме критического расхода компьютерный сервер прослеживает блок-схему последовательности действий из фиг. 5В. На этапе 1 компьютерный сервер принимает статические значения qmax и от оператора или от запоминающего устройства компьютерного сервера, соответствующие данным, используемым на этапе 1 из фиг. 5А. Кроме того, на этапе 1 из фиг. 5В используются текущие данные датчиков, касающиеся расходов флюидов (дебита Qo нефти в баррелях/сутки, расхода Qg газа в тысячах ст. фут3/сутки, потока Qw воды в баррелях/сутки), и данные, соответствующие контролируемому давлению при добыче или давлению на поверхности обсадной колонны, подходящие для вычисления давления при добыче. Значения данных могут передаваться непосредственно с соответствующих датчиков на компьютерный сервер или могут вводиться вручную оператором. Предпочтительно, чтобы данные поступали в реальном времени от датчиков. Частота мониторинга расходов флюидов и мониторинга/вычисления давления при добыче зависит от оператора, поскольку определяется особенностями скважины. Компрессорная система 10 способна вычислять новый критический расход газа при нагнетании по мере поступления релевантных данных с датчиков. Таким образом, ограничивающим фактором при обновлении критического расхода газа при нагнетании является способность датчиков передавать данные и/или способность компрессора 10 реагировать на новые входные данные, предоставляемые компьютером, связанным с компрессорной системой 10.
[53] При работе в соответствии с процессом из блок-схемы последовательности действий из фиг. 5В прием новых данных компьютером, связанным с компрессорной системой 10, инициирует операцию этапа 2. На этапе 2, если скважина имеет датчик давления на забое, новое значение давления при добыче используется непосредственно в уравнении 1 из числа уравнений Го, представленных на фиг. 6А. Кроме того, контролируемые значения (дебита Qo нефти в баррелях/сутки, расхода Qg газа в тысячах ст. фут3/сутки, потока Qw воды в баррелях/сутки) используются в уравнении 1 из фиг. 6А. Специалисту в данной области техники следует осознавать, что уравнение 1 представляет собой конденсированное уравнение и что уравнения 2-14 представлены для разложения в ряд и определения Qgm. Эти вычисления выполняются компьютером, связанным с компрессорной системой 10. Короче говоря, сначала уравнение 1 приравнивается к нулю. Затем на этапе 3 значение Qgm находится итерационно при использовании метода Ньютона-Рафсона для аппроксимации корня функции. Компьютер, связанный с компрессорной системой 10, продолжает итерационное вычисление путем корректировки значения Qgm до получения конечного результирующего значения, находящегося в пределах от около 1 тыс. ст. фут3/сутки (28 м3/сутки) около 5 тыс. ст. фут3/сутки (142 м3/сутки) относительно предшествующего итерированного значения. В большинстве случаев заданная вариация между конечным результирующим значением Qgm и предшествующим итерированным значением составляет 5 тыс. ст. фут3/сутки (142 м3/сутки).
[54] Если датчик давления на забое не используется в скважине, в процессе согласно блок-схеме последовательности действий из фиг. 5А допускается использование поверхностного манометра или датчика давления обсадной колонны при вычислении общего расхода Qgm газа. При этих условиях поверхностный датчик давления в обсадной колонне обеспечивает данные для компьютера, связанного с компрессорной системой 10. Затем на этапе 2 компьютерный сервер вычисляет значение давления при добыче, используя уравнения Хагедорна и Брауна из фиг. 9А и 9В. В этом случае давление при добыче соответствует давлению на поверхности обсадной колонны с добавлением значений давления, соответствующих вычисленным потерям ΔPg (фунт-сила/дюйм2) гравитационного давления (уравнение 1) и вычисленным потерям ΔPg (фунт-сила/дюйм2) давления от трения в трубе (уравнение 2) на протяжении вертикального интервала ствола скважины. Остальные уравнения из фиг. 9А и 9В обеспечивают значения, необходимые для решения уравнения 1 и уравнения 2. Затем на этапе 3 результирующее вычисленное давление при добыче используется в уравнении 1 Го из фиг. 6А, рассмотренном выше применительно к измеренному давлению при добыче, для вычисления общего расхода Qgm газа в тысячах ст. фут3/сутки, необходимого для выгрузки жидкостей из скважины.
[55] На этапе 3 из фиг. 5В компрессорная система 10 определяет, получено ли в результате итерационного процесса из этапа 2 значение, находящееся в пределах 5000 ст. фут3/сутки (142 м3/сутки) относительно предшествующего итерационного решения. Если это значение также находится в пределах допуска около 5,0%, то компьютер, связанный с компрессорной системой 10, переходит к этапу 4 и использует вычисленное значение Qgm в качестве общего расхода газа, необходимого для выгрузки флюидов из скважины. На этапе 5 текущий расход газа при добыче из скважины вычитается из Qgm для получения конечного критического расхода газа при нагнетании. Как видно из этапа 6, если конечный критический расход газа при нагнетании больше нуля, то конечный критический расход газа при нагнетании используется при разгрузке скважины. Если значение меньше нуля, газлифт не является необходимым для добычи флюидов.
[56] На этапе 3, если начальная вычисленная точка Qgm оказывается за пределами приемлемого диапазона допуска, то процесс итерационного вычисления продолжается с использованием метода Ньютона-Рафсона до тех пор, пока значение Qgm не попадет в заданные для значения Qgm пределы допуска.
[57] На фиг. 8 представлена визуальная интерпретация пересечения расхода из решения из фиг. 5В с параметрами Фогеля, отражающими соотношение между притоком в скважину и средним пластовым давлением. Пунктирными кривыми показано, каким образом изменение значений параметров Фогеля, отражающих соотношение между притоком в скважину и средним пластовым давлением, переменных qmax и (максимального дебита скважины и среднего пластового давления), может влиять на находящееся на пересечении значение давления при добыче Хагердона и Брауна, которое используется для нахождения критического расхода газа при нагнетании из уравнения Го. Кроме того, сплошная помеченная цифрой крюковая кривая из модели Хагедорна-Брауна показывает, каким образом изменения давления при добыче и темпа добычи флюида влияют на расход газа, необходимый для добычи флюидов. Наконец, точкой, обозначенной Qgm, идентифицируется критический расход газа, необходимый для выгрузки жидкостей из скважины при минимальном давлении при добыче. Этот критический расход газа обеспечивается решением Го и в таком случае компьютер вычитает измеренный расход газа при добыче из скважины на основании решения Го для критического расхода, чтобы получить расход газа при нагнетании для использования компрессором.
[58] Резюмируя сказанное относительно фиг. 5В, следует отметить, что после идентификации статических значений переменных qmax и компрессорная система 10 начинает вычисление расхода газа при нагнетании, используя всю блок-схему последовательности действий из фиг. 5В. Компрессорная система 10 использует статические значения, отражающие зависимость притока в скважину от среднего пластового давления, из фиг. 5А на этапах 1-2, чтобы получить расход газа при нагнетании для использования на этапе 3. При вычислениях, выполняемых на этапах 1-2, также используются измеренное в последнее время давление (Phf) при добыче и определенная в последнее время норма (q) отбора всех флюидов, добываемых из скважины. Таким образом, на этапе 4 обеспечивается выходная величина, равная общему расходу газа с забоя скважины, необходимого для выгрузки из скважины. На этапе 5 компьютер вычитает значение, соответствующее сухому газу, получаемому в данное время скважиной, из общего расхода газа из этапа 4. Если результирующее значение больше нуля, результирующее значение используется в качестве текущего расхода газа при нагнетании. Если результирующее значение меньше нуля, то нагнетание газа не требуется для выгрузки флюидов из скважины.
[59] Для иллюстрации управления расходом газа при нагнетании в режиме критического расхода можно предположить, что по окончании режима поиска компрессорная система 10 идентифицирует 620 тыс. ст. фут3/сутки (17556 м3/сутки) в качестве минимального расхода газа при нагнетании, связанного с определенным периодом времени режима поиска, при котором получается самое низкое среднее давление при добыче из скважины. После идентификации минимального расхода газа при нагнетании в соответствии с режимом поиска компрессорная система 10 автоматически сохраняет это значение в запоминающем устройстве или оператор регистрирует это значение для последующего использования. В этом случае оператор сохраняет или извлекает следующие значения как соответствующие расходу 620 тыс. ст. фут3/сутки (17556 м3/сутки), определенные в соответствии с режимом поиска: значение 750 фунт/дюйм2 (5171 кПа) в качестве среднего давления при добыче (устьевого давления Pcsg в обсадной колонне в фунт/дюйм2 или давления Pwf при добыче, фунт/дюйм2), значение среднего давления 125 фунт/дюйм2 (862 кПа) в колонне насосно-компрессорных труб (Ptbg в фунт/дюйм2), значение дебита Qo нефти 250 баррель/сутки (39,75 м3/сутки, значение потока Qw воды 350 баррель/сутки (55,65 м3) и значение расхода Qg газа 898 тыс. ст. фут3/сутки (25428 м3/сутки в качестве расхода при добыче флюида. Кроме того, как отмечалось выше, переменные, необходимые для определения уравнений 1-20 из фиг. 9А-С и уравнений 1-14 из фиг. 6А-В, известны из процесса технологической подготовки ствола скважины и режима поиска.
[60] По окончании режима поиска и после сохранения значений оператор определяет переменные qmax и путем решения уравнения критического расхода (уравнения 1 из фиг. 6А) и коррекции qmax и до получения решения в пределах допуска рабочего расхода газа при нагнетании, получаемого, как описано выше, в режиме поиска. Если при использовании значения давления при добыче, полученного из фиг. 9А и 9В, в уравнениях 1-14 из фиг. 6А и 6В, расход газа при нагнетании получается в пределах допуска, составляющего 0,0-5,0% расхода газа при нагнетании в соответствии с режимом поиска, то выбранные значения qmax и становятся статическими значениями, предназначенными для использования в уравнениях 1-14 из фиг. 6А и 6В и уравнениях 1-20 из фиг. 9А-С при выполнении операций согласно блок-схеме последовательности действий из фиг. 5В. Затем пользователь переключается на режим критического расхода и вводит эти найденные значения для переменных qmax и из уравнения Фогеля, отражающих соотношение между притоком в скважину и средним пластовым давлением. Используя формулы Хагедорна и Брауна из фиг. 9А и 9В, компрессорная система 10 получает значение давления при добыче (Pwl на фиг. 7, Phf на фиг. 6А, уравнение 3) для использования в уравнениях 1-14 из фиг. 6А и 6В.
[61] Для этого примера предположим, что результирующий расход газа при нагнетании составляет 615 тыс. ст. фут3/сутки (17415 м3/сутки), отличие которого от 620 тыс. ст. фут3/сутки (17556 м3/сутки) находится в пределах 1%. Поэтому скорректированные переменные qmax и становятся статическими в рамках вычислений, выполняемых компрессорной системой 10. В результате режим критического расхода продолжается на постоянной основе при использовании статических значений и коррекции расхода газа при нагнетании только в ответ на изменения давления в насосно-компрессорной колонне и обсадной колонне для информационной поддержки процесса решения уравнений из фиг. 5В и расходов при добыче флюида (дебита Qo нефти в баррелях/сутки, расхода Qg газа в тысячах ст. фут3/сутки, потока Qw воды в баррелях/сутки), определяемых датчиками и манометрами, связанными со стволом скважины.
[62] Таким образом, что касается фиг. 5В, то компьютерный сервер компрессорной системы 10 использует статические значения и измеряемые значения вместе с давлением, измеряемым непосредственно (манометром на забое скважины) или косвенно при использовании поверхностного манометра в обсадной колонне, и расходом флюида при добыче (дебитом Qo нефти в баррелях/сутки, расходом Qg газа в тысячах ст. фут3/сутки, потоком Qw воды в баррелях/сутки) на этапах 1-3 для получения посредством итерационного процесса общего расхода газа при нагнетании. В предположении, что результирующий расход при нагнетании газа находится в пределах заданного уровня допуска, компьютер или программируемый логический контроллер вычитает текущий расход газа при добыче из вычисленного расхода газа при нагнетании (на этапе 5) для получения критического расхода газа. Если результирующее значение больше нуля, то в соответствии с этапом 6 компьютер или программируемый логический контроллер компрессорной системы 10 нацеливает компрессор на обеспечение значения критического расхода газа для скважинной части ствола скважины.
[63] Таким образом, режим критического расхода обеспечивает наиболее эффективную добычу флюидов из ствола скважины, поскольку в режиме критического расхода используется расход газа при нагнетании, определенный в режиме поиска, и в то же время компенсируются изменения притока флюида в ствол и изменения давления газа ниже по потоку. Компенсация позволяет в режиме критического расхода непрерывно корректировать расход газа при нагнетании, чтобы гарантировать эффективную добычу всех флюидов из скважины посредством компрессорной системы 10.
[64] Другие варианты осуществления настоящего изобретения должны быть очевидными для специалиста в данной области техники. По существу, в предшествующем описании предоставлены и описаны только общие режимы использования и способы настоящего изобретения. В соответствии с этим нижеследующей формулой определяется объем настоящего изобретения.
| название | год | авторы | номер документа |
|---|---|---|---|
| СПОСОБ ОБЕСПЕЧЕНИЯ МАКСИМАЛЬНО ЭФФЕКТИВНОЙ НОРМЫ ОТБОРА НЕФТИ ИЗ ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ | 2008 |
|
RU2379479C1 |
| СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ГАЗОНЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ | 2013 |
|
RU2547530C1 |
| СПОСОБ (ВАРИАНТЫ), СИСТЕМА (ВАРИАНТЫ) И МАШИНОЧИТАЕМЫЙ НОСИТЕЛЬ (ВАРИАНТЫ) ДЛЯ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ОПЕРАЦИЙ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПОДЪЕМНОГО ГАЗА НА НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ | 2007 |
|
RU2491416C2 |
| СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ТЕКТОНИЧЕСКИ ЭКРАНИРОВАННОЙ НЕФТЕГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ | 1996 |
|
RU2103487C1 |
| РЕГУЛИРОВАНИЕ ПОТОКА МНОГОФАЗНОЙ ТЕКУЧЕЙ СРЕДЫ, ПОСТУПАЮЩЕЙ ИЗ СКВАЖИНЫ | 2005 |
|
RU2386016C2 |
| Способ добычи нефти | 2023 |
|
RU2814219C1 |
| СИСТЕМА, СПОСОБ И УСТАНОВКА ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ МНОГОФАЗНОГО ПОТОКА | 2010 |
|
RU2535638C2 |
| СПОСОБ ШАХТНОЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ | 1992 |
|
RU2044873C1 |
| СПОСОБ (ВАРИАНТЫ) ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ПОДЗЕМНЫХ ПЛАСТОВ С УЖЕ СУЩЕСТВУЮЩИМИ ТРЕЩИНАМИ | 2006 |
|
RU2417315C2 |
| СИСТЕМА ДАТЧИКОВ | 2005 |
|
RU2374440C2 |
Группа изобретений относится к способу управления компрессорной системой в течение газлифтных операций. Осуществляют работу компрессорной системы при начальном расходе газа при нагнетании, достаточном для подъема всех жидкостей из скважины. Осуществляют работу компрессорной системы в течение первого инкрементального периода времени при первом инкрементальном расходе газа при нагнетании. При этом первый инкрементальный расход газа при нагнетании либо больше, чем начальный расход газа при нагнетании, либо меньше, чем начальный расход газа при нагнетании. Продолжают добычу жидкостей из скважины в течение первого инкрементального периода и в то же время осуществляют мониторинг давления в скважине при добыче. Определяют среднее давление при добыче на протяжении инкрементального периода. Причем когда первый инкрементальный расход газа при нагнетании больше, чем начальный расход газа при нагнетании, осуществляют работу компрессорной системы в течение второго инкрементального периода времени при втором инкрементальном расходе газа при нагнетании, где второй инкрементальный расход газа при нагнетании больше, чем первый инкрементальный расход газа при нагнетании. Или, когда второй инкрементальный расход газа при нагнетании меньше, чем первый инкрементальный расход газа при нагнетании, осуществляют работу компрессорной системы в течение второго инкрементального периода времени при втором инкрементальном расходе газа при нагнетании, где второй инкрементальный расход газа при нагнетании меньше, чем первый инкрементальный расход газа при нагнетании. Продолжают добычу жидкостей из скважины в течение второго инкрементального периода и в то же время осуществляют мониторинг давления в скважине при добыче. Определяют среднее давление при добыче на протяжении второго инкрементального периода. Когда первый инкрементальный расход газа при нагнетании больше, чем начальный расход газа при нагнетании, осуществляют работу компрессорной системы в течение третьего инкрементального периода времени при третьем инкрементальном расходе газа при нагнетании. При этом третий инкрементальный расход газа при нагнетании больше, чем второй инкрементальный расход газа при нагнетании. Или, когда первый инкрементальный расход газа при нагнетании меньше, чем начальный расход газа при нагнетании, осуществляют работу компрессорной системы в течение третьего инкрементального периода времени при третьем инкрементальном расходе газа при нагнетании. При этом третий инкрементальный расход газа при нагнетании меньше, чем второй инкрементальный расход газа при нагнетании. Продолжают добычу жидкостей из скважины в течение третьего инкрементального периода и в то же время осуществляют мониторинг давления в скважине при добыче. Определяют среднее давление при добыче на протяжении третьего инкрементального периода. Идентифицируют инкрементальный расход газа при нагнетании, при котором создается самое низкое давление при добыче, в то время как все флюиды выгружаются из скважины. Задают идентифицированный инкрементальный расход газа при нагнетании в качестве рабочего расхода газа при нагнетании для компрессорной системы и осуществляют работу компрессорной системы по добыче всех флюидов из скважины. Техническим результатом является повышение эффективности регулированияработы компрессорной системы, повышение эффективности добычи жидкостей из скважины. 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 13 ил.
1. Способ управления компрессорной системой в течение газлифтных операций, содержащий этапы, на которых:
осуществляют работу компрессорной системы при начальном расходе газа при нагнетании, достаточном для подъема всех жидкостей из скважины;
осуществляют работу компрессорной системы в течение первого инкрементального периода времени при первом инкрементальном расходе газа при нагнетании, при этом первый инкрементальный расход газа при нагнетании либо больше, чем начальный расход газа при нагнетании, либо меньше, чем начальный расход газа при нагнетании;
продолжают добычу жидкостей из скважины в течение первого инкрементального периода и в то же время осуществляют мониторинг давления в скважине при добыче;
определяют среднее давление при добыче на протяжении первого инкрементального периода;
когда первый инкрементальный расход газа при нагнетании больше, чем начальный расход газа при нагнетании, осуществляют работу компрессорной системы в течение второго инкрементального периода времени при втором инкрементальном расходе газа при нагнетании, где второй инкрементальный расход газа при нагнетании больше, чем первый инкрементальный расход газа при нагнетании, или, когда второй инкрементальный расход газа при нагнетании меньше, чем первый инкрементальный расход газа при нагнетании, осуществляют работу компрессорной системы в течение второго инкрементального периода времени при втором инкрементальном расходе газа при нагнетании, где второй инкрементальный расход газа при нагнетании меньше, чем первый инкрементальный расход газа при нагнетании;
продолжают добычу жидкостей из скважины в течение второго инкрементального периода и в то же время осуществляют мониторинг давления в скважине при добыче;
определяют среднее давление при добыче на протяжении второго инкрементального периода;
когда первый инкрементальный расход газа при нагнетании больше, чем начальный расход газа при нагнетании, осуществляют работу компрессорной системы в течение третьего инкрементального периода времени при третьем инкрементальном расходе газа при нагнетании, при этом третий инкрементальный расход газа при нагнетании больше, чем второй инкрементальный расход газа при нагнетании, или, когда первый инкрементальный расход газа при нагнетании меньше, чем начальный расход газа при нагнетании, осуществляют работу компрессорной системы в течение третьего инкрементального периода времени при третьем инкрементальном расходе газа при нагнетании, при этом третий инкрементальный расход газа при нагнетании меньше, чем второй инкрементальный расход газа при нагнетании;
продолжают добычу жидкостей из скважины в течение третьего инкрементального периода и в то же время осуществляют мониторинг давления в скважине при добыче;
определяют среднее давление при добыче на протяжении третьего инкрементального периода;
идентифицируют инкрементальный расход газа при нагнетании, при котором создается самое низкое давление при добыче, в то время как все флюиды выгружаются из скважины;
задают идентифицированный инкрементальный расход газа при нагнетании в качестве рабочего расхода газа при нагнетании для компрессорной системы и осуществляют работу компрессорной системы по добыче всех флюидов из скважины.
2. Способ по п. 1, кроме того содержащий этапы, на которых:
когда первый инкрементальный расход газа при нагнетании больше, чем начальный расход газа при нагнетании, после третьего инкрементального периода осуществляют работу компрессорной системы в течение четвертого инкрементального периода времени при четвертом инкрементальном расходе газа при нагнетании, при этом четвертый инкрементальный расход газа при нагнетании больше, чем третий инкрементальный расход газа при нагнетании, или, когда первый инкрементальный расход газа при нагнетании меньше, чем начальный расход газа при нагнетании, после третьего инкрементального периода осуществляют работу компрессорной системы в течение четвертого инкрементального периода времени при четвертом инкрементальном расходе газа при нагнетании, при этом четвертый инкрементальный расход газа при нагнетании меньше, чем третий инкрементальный расход газа при нагнетании;
продолжают добычу жидкостей из скважины в течение четвертого инкрементального периода и в то же время осуществляют мониторинг давления внутри скважины при добыче; и
определяют среднее давление при добыче на протяжении четвертого инкрементального периода.
3. Способ по п. 1, кроме того содержащий этапы, на которых:
когда первый инкрементальный расход газа при нагнетании больше, чем начальный расход газа при нагнетании, после третьего инкрементального периода осуществляют работу компрессорной системы в течение четвертого инкрементального периода времени при четвертом инкрементальном расходе газа при нагнетании, при этом четвертый инкрементальный расход газа при нагнетании больше, чем третий инкрементальный расход газа при нагнетании, или, когда первый инкрементальный расход газа при нагнетании меньше, чем начальный расход газа при нагнетании, после третьего инкрементального периода осуществляют работу компрессорной системы в течение четвертого инкрементального периода времени при четвертом расходе газа при нагнетании, при этом четвертый инкрементальный расход газа при нагнетании меньше, чем третий инкрементальный расход газа при нагнетании;
продолжают добычу жидкостей из скважины в течение четвертого инкрементального периода и в то же время осуществляют мониторинг давления в скважине при добыче;
определяют среднее давление при добыче на протяжении четвертого инкрементального периода;
когда первый инкрементальный расход газа при нагнетании больше, чем начальный расход газа при нагнетании, и после четвертого инкрементального периода осуществляют работу компрессорной системы в течение пятого инкрементального периода времени при пятом инкрементальном расходе газа при нагнетании, при этом пятый инкрементальный расход газа при нагнетании больше, чем четвертый инкрементальный расход газа при нагнетании, или, когда первый инкрементальный расход газа при нагнетании меньше, чем начальный расход газа при нагнетании, и после четвертого инкрементального периода осуществляют работу компрессорной системы в течение пятого инкрементального периода времени при пятом инкрементальном расходе газа при нагнетании, при этом пятый инкрементальный расход газа при нагнетании меньше, чем четвертый инкрементальный расход газа при нагнетании;
продолжают добычу жидкостей из скважины в течение пятого инкрементального периода и в то же время осуществляют мониторинг давления в скважине при добыче; и
определяют среднее давление при добыче на протяжении пятого инкрементального периода.
4. Способ по п. 1, кроме того содержащий:
когда первый инкрементальный расход газа при нагнетании больше, чем начальный расход газа при нагнетании, и после третьего инкрементального периода работу компрессорной системы в течение четвертого инкрементального периода времени при четвертом инкрементальном расходе газа при нагнетании, при этом четвертый инкрементальный расход газа при нагнетании больше, чем третий инкрементальный расход газа при нагнетании, или, когда первый инкрементальный расход газа при нагнетании меньше, чем начальный расход газа при нагнетании, и после третьего инкрементального периода работу компрессорной системы в течение четвертого инкрементального периода времени при четвертом инкрементальном расходе газа при нагнетании, при этом четвертый инкрементальный расход газа при нагнетании меньше, чем третий инкрементальный расход газа при нагнетании;
продолжение добычи жидкостей из скважины в течение четвертого инкрементального периода и в то же время мониторинг давления в скважине при добыче;
определение среднего давления при добыче в продолжение четвертого инкрементального периода;
когда первый инкрементальный расход газа при нагнетании больше, чем начальный расход газа при нагнетании, и после четвертого инкрементального периода работу компрессорной системы в течение пятого инкрементального периода времени при пятом инкрементальном расходе газа при нагнетании, при этом пятый инкрементальный расход газа при нагнетании больше, чем четвертый инкрементальный расход газа при нагнетании, или, когда первый инкрементальный расход газа при нагнетании больше, чем начальный расход газа при нагнетании, и после четвертого инкрементального периода работу компрессорной системы в течение пятого инкрементального периода времени при пятом инкрементальном расходе газа при нагнетании, при этом пятый инкрементальный расход газа при нагнетании меньше, чем четвертый инкрементальный расход газа при нагнетании;
продолжение добычи жидкостей из скважины в течение пятого инкрементального периода и в то же время мониторинг давления в скважине при добыче;
определение среднего давления при добыче в продолжение пятого инкрементального периода;
когда первый инкрементальный расхода газа при нагнетании больше, чем начальный расход газа при нагнетании, и после пятого инкрементального периода работу компрессорной системы в течение шестого инкрементального периода времени при шестом инкрементальном расходе газа при нагнетании, при этом шестой инкрементальный расход газа при нагнетании больше, чем пятый инкрементальный расход газа при нагнетании, или, когда первый инкрементальный расход газа при нагнетании меньше, чем начальный расход газа при нагнетании, и после пятого инкрементального периода работу компрессорной системы в течение шестого инкрементального периода времени при шестом инкрементальном расходе газа при нагнетании, при этом шестой инкрементальный расход газа при нагнетании меньше, чем пятый инкрементальный расход газа при нагнетании;
продолжение добычи жидкостей из скважины в течение шестого инкрементального периода и в то же время мониторинг давления в скважине при добыче; и
определение среднего давления при добыче в продолжение шестого инкрементального периода.
5. Способ по п. 1, в котором повышение или понижение расхода газа при нагнетании в течение первого, второго и третьего инкрементальных периодов составляет от около 20 тыс. ст. фут3/сутки (566 м3/сутки) до около 80 тыс. ст. фут3/сутки (2265 м3/сутки).
6. Способ по п. 1, кроме того содержащий этап регистрации режимов скважины, являющихся результатом расходов флюидов, расхода газа при добыче и расхода газа при нагнетании, при которых создается самое низкое среднее давление при добыче в течение инкрементальных периодов.
7. Способ по п. 1, в котором инкрементальный период продолжается от около 24 ч до около 72 ч.
8. Способ по п. 1, кроме того содержащий этапы, на которых:
оценивают максимальный расход (qmax) флюидов, выходящих из скважины, и среднее пластовое давление (
) при максимальном расходе флюидов, выходящих из скважины;
измеряют давление при добыче, используя датчик на забое скважины, или измеряют поверхностное давление в обсадной колонне, используя поверхностный датчик, и вычисляют давление при добыче;
вычисляют общий расход газа при нагнетании, необходимый для выгрузки всех флюидов из ствола скважины, используя измеренное или вычисленное давление при добыче и оцененные значения qmax и ;
сравнивают вычисленный общий расход газа при нагнетании с расходом газа при нагнетании, при котором создается самое низкое давление при добыче и в то же время осуществляется выгрузка всех флюидов из скважины, и если вычисленный общий расход газа при нагнетании находится в пределах допуска расхода газа при нагнетании, при котором создается самое низкое давление при добыче и в то же время осуществляется выгрузка всех флюидов из скважины, то задают значения qmax и в качестве статических значений для вычисления минимального расхода газа при нагнетании, необходимого для выгрузки из скважины всех жидкостей;
вычисляют минимальный расход газа при нагнетании, необходимый для выгрузки из скважины всех жидкостей; и
нацеливают компрессорную систему на работу при вычисленном минимальном расходе газа при нагнетании.
9. Способ по п. 8, в котором этап вычисления минимального расхода газа при нагнетании, необходимого для выгрузки из скважины всех жидкостей, кроме того содержит этапы
мониторинга расходов флюидов, состоящих из воды, газа и нефти, выходящих из скважины;
мониторинга давления на забое скважины или вычисления давления на забое скважины при использовании получаемого мониторингом поверхностного давления в обсадной колонне;
вычисления общего расхода газа, необходимого для перемещения всех флюидов из скважины;
вычитания расхода газа, выходящего из скважины, из вычисленного общего расхода газа, необходимого для перемещения всех флюидов из скважины, для получения минимального расхода газа при нагнетании, необходимого для выгрузки всех жидкостей из скважины; и
работы компрессорной системы при минимальном расходе газа при нагнетании, необходимом для выгрузки всех жидкостей из скважины.
10. Способ по п. 9, кроме того содержащий этап сравнения критического расхода газа при нагнетании с расходом газа, выходящего из скважины, и прекращение работы компрессорной системы, когда критический расход газа при нагнетании меньше, чем расход газа, выходящего из скважины.
11. Способ по п. 1, в котором этап определения среднего давления при добыче в течение первого инкрементального периода протекает на протяжении последних от 85% до 95% первого инкрементального периода, в котором этап определения среднего давления при добыче в течение второго инкрементального периода протекает на протяжении последних от 85% до 95% второго инкрементального периода и в котором этап определения среднего давления при добыче в течение третьего инкрементального периода протекает на протяжении последних от 85% до 95% третьего инкрементального периода.
12. Способ управления компрессорной системой в течение газлифтных операций, содержащий этапы, на которых:
осуществляют работу компрессорной системы при начальном расходе газа при нагнетании, достаточном для подъема всех жидкостей из скважины;
осуществляют работу компрессорной системы в течение первого инкрементального периода времени при первом инкрементальном расходе газа при нагнетании, при этом первый инкрементальный расход газа при нагнетании либо больше, чем начальный расход газа при нагнетании, либо меньше, чем начальный расход газа при нагнетании;
продолжают добычу жидкостей из скважины в течение первого инкрементального периода и в то же время осуществляют мониторинг давления в скважине при добыче;
определяют среднее давление при добыче на протяжении первого инкрементального периода;
когда первый инкрементальный расход газа при нагнетании больше, чем начальный расход газа при нагнетании, осуществляют работу компрессорной системы в течение второго инкрементального периода времени при втором инкрементальном расходе газа при нагнетании, при этом второй инкрементальный расход газа при нагнетании меньше, чем первый инкрементальный расход газа при нагнетании, или, когда первый инкрементальный расход газа при нагнетании меньше, чем начальный расход газа при нагнетании, осуществляют работу компрессорной системы в течение второго инкрементального периода времени при втором инкрементальном расходе газа при нагнетании, при этом второй инкрементальный расход газа при нагнетании больше, чем первый инкрементальный расход газа при нагнетании;
продолжают добычу жидкостей из скважины в течение второго инкрементального периода времени и в то же время осуществляют мониторинг давления в скважине при добыче;
определяют среднее давление при добыче на протяжении второго инкрементального периода;
когда первый инкрементальный расход газа при нагнетании больше, чем начальный расход газа при нагнетании, осуществляют работу компрессорной системы в течение третьего инкрементального периода времени при третьем инкрементальном расходе газа при нагнетании, при этом третий инкрементальный расход газа при нагнетании меньше, чем второй инкрементальный расход газа при нагнетании, или, когда первый инкрементальный расход газа при нагнетании меньше, чем начальный расход газа при нагнетании, осуществляют работу компрессорной системы в течение третьего инкрементального периода времени при третьем инкрементальном расходе газа при нагнетании, при этом третий инкрементальный расход газа при нагнетании больше, чем второй инкрементальный расход газа при нагнетании;
продолжают добычу жидкостей из скважины в течение третьего инкрементального периода и в то же время осуществляют мониторинг давления в скважине при добыче;
определяют среднее давление при добыче на протяжении третьего инкрементального периода;
идентифицируют инкрементальный расход газа при нагнетании, при котором создается самое низкое давление при добыче и в то же время осуществляется выгрузка всех флюидов из скважины; и
задают идентифицированный инкрементальный расход газа при нагнетании в качестве рабочего расхода газа при нагнетании для компрессорной системы и осуществляют работу компрессорной системы по добыче всех флюидов из скважины.
13. Способ по п. 12, кроме того содержащий этапы, на которых:
когда первый инкрементальный расход газа при нагнетании больше, чем начальный расход газа при нагнетании, и после третьего инкрементального периода осуществляют работу компрессорной системы в течение четвертого инкрементального периода времени при четвертом инкрементальном расходе газа при нагнетании, при этом четвертый инкрементальный расход газа при нагнетании меньше, чем третий инкрементальный расход газа при нагнетании, или, когда первый инкрементальный расход газа при нагнетании меньше, чем начальный расход газа при нагнетании, осуществляют работу компрессорной системы в течение четвертого инкрементального периода времени при четвертом инкрементальном расходе газа при нагнетании, при этом четвертый инкрементальный расход газа при нагнетании больше, чем третий инкрементальный расход газа при нагнетании;
продолжают добычу жидкостей из скважины в течение четвертого инкрементального периода и в то же время осуществляют мониторинг давления в скважине при добыче; и
определяют среднее давление при добыче на протяжении четвертого инкрементального периода.
14. Способ по п. 12, кроме того содержащий этапы, на которых:
когда первый инкрементальный расход газа при нагнетании больше, чем начальный расход газа при нагнетании, и после третьего инкрементального периода осуществляют работу компрессорной системы в течение четвертого инкрементального периода времени при четвертом инкрементальном расходе газа при нагнетании, при этом четвертый инкрементальный расход газа при нагнетании меньше, чем третий инкрементальный расход газа при нагнетании, или, когда третий инкрементальный расход газа при нагнетании меньше, чем начальный расход газа при нагнетании, осуществляют работу компрессорной системы в течение четвертого инкрементального периода времени при четвертом инкрементальном расходе газа при нагнетании, при этом четвертый инкрементальный расход газа при нагнетании больше, чем третий инкрементальный расход газа при нагнетании;
продолжают добычу жидкостей из скважины в течение четвертого инкрементального периода и в то же время осуществляют мониторинг давления в скважине при добыче;
определяют среднее давление при добыче на протяжении четвертого инкрементального периода;
когда первый инкрементальный расход газа при нагнетании больше, чем начальный расход газа при нагнетании, и после четвертого инкрементального периода осуществляют работу компрессорной системы в течение пятого инкрементального периода времени при пятом инкрементальном расходе газа при нагнетании, при этом пятый инкрементальный расход газа при нагнетании меньше, чем четвертый инкрементальный расход газа при нагнетании, когда первый инкрементальный расход газа при нагнетании меньше, чем начальный расход газа при нагнетании, и после четвертого инкрементального периода осуществляют работу компрессорной системы в течение пятого инкрементального периода времени при пятом инкрементальном расходе газа при нагнетании, при этом пятый инкрементальный расход газа при нагнетании больше, чем четвертый инкрементальный расход газа при нагнетании;
продолжают добычу жидкостей из скважины в течение пятого инкрементального периода и в то же время осуществляют мониторинг давления в скважине при добыче; и
определяют среднее давление при добыче на протяжении пятого инкрементального периода.
15. Способ по п. 12, кроме того содержащий:
когда первый инкрементальный расход газа при нагнетании больше, чем начальный расход газа при нагнетании, и после третьего инкрементального периода работу компрессорной системы в течение четвертого инкрементального периода времени при четвертом инкрементальном расходе газа при нагнетании, при этом четвертый инкрементальный расход газа при нагнетании меньше, чем третий инкрементальный расход газа при нагнетании, или, когда первый инкрементальный расход газа меньше, чем начальный расход газа при нагнетании, работу компрессорной системы в течение четвертого инкрементального периода времени при четвертом инкрементальном расходе газа при нагнетании, при этом четвертый инкрементальный расход газа при нагнетании больше, чем третий инкрементальный расход газа при нагнетании;
продолжение добычи жидкостей из скважины в течение четвертого инкрементального периода и в то же время мониторинг давления в скважине при добыче;
определение среднего давления при добыче на протяжении четвертого инкрементального периода;
когда первый инкрементальный расход газа при нагнетании больше, чем начальный расход газа при нагнетании, и после четвертого инкрементального периода работу компрессорной системы в течение пятого инкрементального периода времени при пятом инкрементальном расходе газа при нагнетании, при этом пятый инкрементальный расход газа при нагнетании меньше, чем четвертый инкрементальный расход газа при нагнетании, когда первый инкрементальный расход газа при нагнетании меньше, чем начальный расход газа при нагнетании, и после четвертого инкрементального периода работу компрессорной системы в течение пятого инкрементального периода времени при пятом инкрементальном расходе газа при нагнетании, при этом пятый инкрементальный расход газа при нагнетании больше, чем четвертый инкрементальный расход газа при нагнетании;
продолжение добычи жидкостей из скважины в течение пятого инкрементального периода и в то же время мониторинг давления в скважине при добыче;
определение среднего давления при добыче на протяжении пятого инкрементального периода;
когда первый инкрементальный расход газа при нагнетании больше, чем начальный расход газа при нагнетании, и после пятого инкрементального периода работу компрессорной системы в течение шестого инкрементального периода времени при шестом инкрементальном расходе газа при нагнетании, при этом шестой инкрементальный расход газа при нагнетании меньше, чем пятый инкрементальный расход газа при нагнетании, когда первый инкрементальный расход газа при нагнетании меньше, чем начальный расход газа при нагнетании, и после пятого инкрементального периода работу компрессорной системы в течение шестого инкрементального периода времени при шестом инкрементальном расходе газа при нагнетании, при этом шестой инкрементальный расход газа при нагнетании больше, чем пятый инкрементальный расход газа при нагнетании;
продолжение добычи жидкостей из скважины в течение шестого инкрементального периода и в то же время мониторинг давления в скважине при добыче; и
определение среднего давления при добыче на протяжении шестого инкрементального периода.
16. Способ по п. 12, в котором повышение или понижение расхода газа при нагнетании в течение первого, второго и третьего инкрементальных периодов составляет от около 20 тыс. ст. фут3/сутки (566 м3/сутки) до около 80 тыс. ст. фут3/сутки (2265 м3/сутки).
17. Способ по п. 12, кроме того содержащий этап регистрации режимов скважины, являющихся результатом расходов флюидов, расхода газа при добыче и расхода газа при нагнетании, при которых создается самое низкое среднее давление при добыче в течение инкрементальных периодов.
18. Способ по п. 12, в котором инкрементальный период продолжается от около 24 ч до около 72 ч.
19. Способ по п. 12, кроме того содержащий этапы, на которых:
оценивают максимальный расход (qmax) флюидов, выходящих из скважины, и среднее пластовое давление () при максимальном расходе флюидов, выходящих из скважины;
измеряют давление при добыче, используя датчик на забое скважины, или измеряют поверхностное давление в обсадной колонне, используя поверхностный датчик, и вычисляют давление при добыче;
вычисляют общий расход газа при нагнетании, необходимый для выгрузки всех флюидов из ствола скважины, используя измеренное или вычисленное давление при добыче и оцененные значения qmax и ;
сравнивают вычисленный общий расход газа при нагнетании с расходом газа при нагнетании, при котором создается самое низкое давление при добыче и в то же время осуществляется выгрузка всех флюидов из скважины, и если вычисленный общий расход газа при нагнетании находится в пределах допуска расхода газа при нагнетании, при котором создается самое низкое давление при добыче и в то же время осуществляется выгрузка всех флюидов из скважины, то задают значения qmax и в качестве статических значений для вычисления минимального расхода газа при нагнетании, необходимого для выгрузки из скважины всех жидкостей;
вычисляют минимальный расход газа при нагнетании, необходимый для выгрузки из скважины всех жидкостей; и
нацеливают компрессорную систему на работу при вычисленном минимальном расходе газа при нагнетании.
20. Способ по п. 19, в котором этап вычисления минимального расхода газа при нагнетании, необходимого для выгрузки из скважины всех жидкостей, кроме того содержит этапы
мониторинга расходов флюидов, состоящих из воды, газа и нефти, выходящих из скважины;
мониторинга давления на забое скважины или вычисления давления на забое скважины при использовании получаемого мониторингом поверхностного давления в обсадной колонне;
вычисления общего расхода газа, необходимого для перемещения всех флюидов из скважины;
вычитания расхода газа, выходящего из скважины, из вычисленного общего расхода газа, необходимого для перемещения всех флюидов из скважины, для получения минимального расхода газа при нагнетании, необходимого для выгрузки всех жидкостей из скважины; и
работы компрессорной системы при минимальном расходе газа при нагнетании, необходимом для выгрузки всех жидкостей из скважины.
21. Способ по п. 20, кроме того содержащий этап сравнения критического расхода газа при нагнетании с расходом газа, выходящего из скважины, и прекращение работы компрессорной системы, когда критический расход газа при нагнетании меньше, чем расход газа, выходящего из скважины.
22. Способ по п. 12, в котором этап определения среднего давления при добыче в течение первого инкрементального периода протекает на протяжении последних от 85% до 95% первого инкрементального периода, в котором этап определения среднего давления при добыче в течение второго инкрементального периода протекает на протяжении последних от 85% до 95% второго инкрементального периода и в котором этап определения среднего давления при добыче в течение третьего инкрементального периода протекает на протяжении последних от 85% до 95% третьего инкрементального периода.
| US 2017051588 A1, 23.02.2017 | |||
| Способ управления работой газлифтной скважины | 1988 |
|
SU1573143A1 |
| US 2002074118 A1, 20.06.2002 | |||
| US 20170356278 A1, 14.12.2017 | |||
| US 20180087349 A1, 29.03.2018 | |||
| US 20090266554 A1, 29.10.2009. | |||
