Способ эксплуатации системы газлифтных скважин Советский патент 1985 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к добыче нефти из газлифтных скважин. Цель изобретения - оптимизация эксплуатации системы газлифтных скважин и повышение точности получаемой информации о работе системы пласт-нодъемник. Для практического осуш,ествления предлагаемого способа эксплуатации системы газлифтных скважин с целью оптимизации режимов их работы необходимо выполнение следующих операций (все расчеты по оптимизации работы скважин производятся на ЭВМ). Производят при эксплуатации системы газлифтных скважин на неизменных расходах рабочего агента измерение дебита скважин в течение периода, обеспечивающего оценку его с заданной точностью. По накопленной в течение периода измерения дебита оперативной информации и имеющейся промысловой информации по каждой скважине (пластовое давление, плотность и вязкость нефти, воды, и газа, диаметр и длина подъемных труб) определяют коэффициент продуктивности. Эта величина необходима для получения зависимости q f (Yr). Коэффициент продуктивности определяют следующим путем. В начале определяют забойное давление при работе газлифтной скважины. Определяется давление у башмака поъемника по величине давления нагнетания рабочего .агента на устье скважины из уравнения Вирновского: Рба.. VPpael - 134Хга Vl( Р-1), (1) где Рраб. - рабочее давление нагнетаемого Е - основание натуральных логарифмов;К г - коэффициент, учитывающий дополнительные потери при движении газа в кольцевом пространстве из-за наличия муфтовых соединений, равный 0,0423; TO, Т - соответственно абсолютная и средняя температуры газа в кольцевом пространстве; Vr - расход рабочего агента. Z :2-10 Т Р р1 - плотность нагнетаемого газа; РО - абсолютное давление; tf- длина подъемника до точки ввода рабочего агента. 2g(d,-d2)ig - ускорение силы тяжести; di - внутренний диаметр эксплуата ционной колонны или первого ряда труб (при двухрядном подъемнике); d2 - наружный диаметр подъемника; 0,785(dj-d) - площадь кольцевого сечения труб. При работе скважины с однорядным подъмником, спущенным до фильтра, и с ввоом рабочего агента в подъемник у фильтра, рассчитанное значение .. При глубине ввода рабочего агента выще фильтра скважины расчет забойного давления продолжают в следующем порядке. Определив из уравнения (I) величину Рбам, забойное давление определяется решением уравнения движения гахожидкостной смеси в интервале L-1г, где L - длина подъемника до верхних дыр фильтра: равенстве (2) знаменатель подынтегральной функции представлен в виде некоторой функции, зависящей от давления. Здесь могут быть использованы различные уравнения движения газожидкостных смесей по трубам в зависимости от конкретных условий работы скважин. В частности, при движении вязких ньютоновских и неньютоновских жидкостей используется следующее уравнение: .dP Рба (l-)(l+-it- r Ь pg-(L-4r), - истинное газосодержание смегдефсей в интервале (L-Е-г); ,г обобщенный параметр нольдса; Fr 4-- -критерий Фруда смеси. В случае работы скважин с забойным давлением выше давления насыщения нефти газом, величина ., определяется в следующей последовательности: определяется глубина разгазирования жидкости E-i в интервале L-ЕТ, при известном давлении насыщения РИ и полученным по уравнению (1) Рбаш. из уравнения: 5;)() определяется величина . из следующего уравнения: Р.аб, РК +- - - b--i Pg+ P . L-(E-r ) г . (5) Определив величину при известном РПД и замеренном g, определяют коэффициент продуктивности скважин из уравнения: (Pnx.-Pjae:) В диапазоне изменения величины дебита скважин при работе подъемника с фиксированной глубиной ввода газа и при различных режимах нагнетания рабочего агента коэффициент , т.е. уравнение фильтрации (6) принимается линейным. По полученным значениям коэффициента продуктивности каждой скважины и данным расчета подъемника совместным решением двух уравнений (уравнения притока и уравнения подъемника) получают зависимости (Ur} совместной работы пласта и подъемника одновременно по всем скважинам. Для этого, в зависимости от коэффициента продуктивности скважины, задаются шагом изменения дебита жидкости gjB. (т/сут) и шагом изменения рабочего агента Vr (MVcyT.). Расчет ведется для уже известной глубины ввода газа, длины и диаметра подъемника, спущенного в скважину, или для подъемника, конструкция которого рассчитана и заменена при очередном ремонте скважины. Из уравнения (6), по полученному значению коэффициента продуктивности, имеем: рЗж ПЯ.4f РJrs По уравнению подъемника Йф P&-iif ) p-gEr. для каждого из значении ,...,g3K определяется значение Vr , при котором значение Рзаб. из уравнения (8) не станет равным значению Рзаб. из уравнения (7). Расчет заканчивается, когда последующее расчетное значение Для соответствующего q из уравнения (8) не станет больше значения . , т.е. определяется точка перегиба кривой gж f(Vr)По полученным расчетным кривым определяют расходы рабочего агента по скважинам, обеспечивающие принятый критерий оптимальности (максимум добычи нефти, максимум прибыли, заданный отбор с минимальным расходом рабочего агента и т. д.). Изменяют режим нагнетания рабочего агента одновременно по всем скважинам в соответствии с полученными расчетными значениями и поддерживают их неизменными вновь в течение периода для сбора информации о технологических параметрах работы скважин. В случае, если полученная информация совпадает с расчетной (в пределах погрешности измерений),то установленные режимы работы скважин являются оптимальными на данный момент эксплуатации. Если же по ряду скважин полученная информация отличается от расчетной, то указанным путем вновь получают зависимости g Г(Уг) для этих скважин и производят новое распределение рабочего агента по скважинам.

СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМЫ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН, включающий измерение дебита и расхода закачиваемого рабочего агента по каждой скважине, определение зависимости дебита от расхода рабочего агента и изменение расхода рабочего агента до момента достижения оптимальности работы системы, отличающийся тем, что, с целью повышения точности получаемой информации о работе системы пласт-подъемник, измеряют дебит и расход рабочего агента одновременно по всем скважинам при постоянном режиме, по данным замера расчетным путем определяют зависимость дебита скважин от расхода рабочего агента и оптимальный расход рабочего агента по каждой скважине, изменяют расход рабочего агента до оптимальной величины одновременно по всем скважинам, после чего сопоставляют фактические данные о замере дебита с расчетными данными и повторяют операции по S скважинам с рассогласованными фактиче(Л скими и расчетными данными.