СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМЫ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН Советский патент 1995 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации систем газлифтных скважин, имеющих общий нефтегазосбор.

Цель изобретения повышение эффективности способа.

На чертеже показан трехмерный график изменения технологических режимов в зависимости от давления в системе нефтегазосбора газлифтных скважин, где точка 1 до оптимизации, точка 2 после оптимизации без учета системы нефтегазосбора, точка 3 после оптимизации с учетом системы нефтегазосбора, точка 1' и 2' проекции точек на плоскость с учетом давления в системе нефтегазосбора.

Способ включает подачу и изменение расхода рабочего агента на каждой газлифтной скважине с регистрацией изменения дебитов на каждой скважине, замер фактических значений давлений на отдельных участках нефтегазосбора, а перед подачей рабочего агента в газлифтную скважину выполняют расчеты оптимальных значений давлений на тех же участках нефтегазосбора, причем при неравенстве фактического и расчетного значений давлений изменяют расход рабочего агента в каждую газлифтную скважину, определяемый согласно математическому выражению
ΔV= MK- K где ΔV_iK+1 изменение расхода рабочего агента, тыс.м³/сут;
Δ Q_ik изменение дебита нефти, м³/сут;
i номер газлифтной скважины;
П количество газлифтных скважин, участвующих в оптимизации;
М коэффициент, задающий допустимую величину изменения расхода рабочего агента и определяемый экспериментально;
К_Hiк коэффициент оптимизации работы системы нефтегазосбора
K= где Р_о.к, Р_ф.н.к соответственно оптимальное и фактическое давления на отдельном участке системы нефтегазосбора, МПа;
I_н степенной показатель, учитывающий влияние загрузки системы нефтегазосбора, определяемый экспериментально.

С учетом обводненности продукции коэффициент K_HiK определяется из следующего математического выражения
K= где β_bik, β_b.cp.k обводненность добываемой продукции i-й газлифтной скважины и средняя обводненность продукции отдельного участка системы газлифтных скважин,
l_b степенной показатель, учитывающий зависимость затрат на подготовку, транспортировку и закачку попутной воды от общих затрат.

Способ осуществляется следующим образом.

В первоначальный момент, когда все скважины рассматриваемой системы (не только газлифтные) эксплуатируются на каких-то (заданных) технологических режимах, после сбора промысловой информации разрабатывается и идентифицируется (корректируется) по фактическим экспериментальным данным физико-математическая модель системы нефтегазосбора. При этом добиваются совпадения давлений с фактическими давлениями на кустах добывающих скважин (расчет давлений поизводится от давления на сборном пункте). Затем делается расчет на максимальное отклонение давлений на кустах добывающих скважин при минимально и максимально допустимых технологических режимах газлифтных скважин как на отдельных кустах, так и на целых группах кустов, где имеются газлифтные скважины, соблюдая при этом ограничение на ресурс газа высокого давления (ВД) и руководствуясь соображениями оптимальной перегрузки нефтесборных коллекторов. С помощью этой расчетной процедуры находятся минимальные и максимальные значения давлений на кустах скважин (допустимые границы изменения давления на нефтесборном коллекторе), а также давления, при которых система нефтегазосбора и нефтяных скважин будет обеспечивать пропуск максимальных объемов добываемой продукции.

При этом для определения изменения добычи жидкости и нефти в зависимости от изменения давления на кустах в системе нефтесбора используются зависимости дебитов газлифтных скважин от расхода газа при различных значениях устьевых давлений, которые рассчитываются с помощью физико-математических моделей работы газлифтных скважин.

После имитационных расчетов с помощью физико-математических моделей производят рекомендуемые (расчетные) изменения расходов газа высокого давления на газлифтных скважинах. Перераспределение расхода газа в системе газлифтных скважин приводит к перегрузке (изменению технологического режима) системы нефтегазосбор нефтяные скважины, при этом регистрируется суммарное изменение добычи нефти и жидкости, а также изменение дебита нефти на газлифтных скважинах. По вновь полученным промысловым данным идентифицируются (настраиваются) физико-математические модели нефтегазосбора и газлифтных скважин.

После этого переходят к адаптивному этапу оптимизации работы системы нефтегазосбор нефтяные скважины, для чего по каждой i-й газлифтной скважине определяют отношение изменение дебита нефти (полученного при последнем изменении расхода газа ВД) к изменению расхода газа
(показатель эффективности используемого газа ВД).

Для каждой i-й газлифтной скважины определяют коэффициент, оптимизирующий (нормализующий) работу системы нефтегазосбора с точки зрения ее рациональной загруженности
K= где Р_н.нi оптимальное (нормальное) давление в системе нефтегазосбора в коллекторе кута, которому принадлежит i-я газлифтная скважина. Это давление определяется после имитационных расчетов, проводимых с помощью физико-математической модели системы нефтегазосбор нефтяные скважины путем направленного поиска на максимальную способность этой системы по добыче нефти;
Р_н.фiк фактическое давление на k-м этапе в системе нефтегазосбора в общем коллекторе куста, которому принадлежит i-я газлифтная скважина;
l_н степенной показатель, определяющий меру необходимости управляющего воздействия на систему нефтегазосбора, т.е. необходимость ее перезагрузки (в конкретном примере расчета l_н 2).

Затем определяют по каждой i-й газлифтной скважине изменение расхода газа ВД по следующей формуле
ΔV= MK- K где k, (k+1) номера этапов адаптивной процедуры оптимизации работы системы нефтегазосбор нефтяные скважины.

После установки значений ΔV_iK+1 на газлифтных скважинах определяются изменения их дебитов и фактических значений на нефтесборных коллекторах.

Если значения на конечных участках нефтесборных коллекторов существенно отличаются от нормальных значений, полученных путем имитационного моделирования, то процедура повторяется.

При этом важным сопровождающим условием является увеличение суммарной добычи нефти или (и) сокращение суммарного расхода газа при неизменном уровне суммарной добычи нефти.

Процедура повторяется до тех пор, пока значения давлений на конечных участках нефтесборной сети не будут примерно равны нормальным (оптимальным) значениям давлений, определенным с помощью имитационного моделирования работы системы нефтегазосбор нефтяные скважины.

При эксплуатации нефтегазосборных систем в пpоизводственной практике часто наблюдается перегруженность отдельных участков нефтегазосборной сети (гидравлический уклон превышает 0,1 МПа/км), что приводит к значительным энергетическим потерям (для газлифтных скважин увеличение удельного расхода газа на единицу добываемой продукции). С целью сокращения энергетических затрат в этих случаях следует прежде всего разгрузить названные участки.

Как известно, гидравлический уклон зависит от объемного расхода газового, водяного и нефтяного компонентов, полезным из которых является только последний, т.е. в случаях перегруженной системы нефтегазосбора следует решать задачу максимизации пропускной способности системы нефтегазосбора по нефти путем сокращения расхода попутной воды (а значит сокращения средней обводненности добываемой продукции). Для реализации этой цели предлагается пересчитывать названные участки путем ввода в формулу К_нiк дополнительно- го множителя который непосредственно учитывает затраты на закачку, транспортировку и подготовку попутной воды в системах добычи нефти, где β_bik и β_b.cp.k соответственно обводненности добываемой продукции на k-м этапе для i-й скважины и для всей системы рассматриваемых скважин; l_b показатель, определяющийся в зависимости от того, какую часть составляют затраты на закачку, транспортировку и подготовку попутной (балластовой) воды от общих затрат. Чем больше эта составляющая, тем больше должно быть значение показателя (в конкретном примере расчета l_b 0,1).

Процедура перераспределения газа ВД в системе газлифтных скважин повторяется до тех пор, пока наблюдается увеличение суммарной добычи нефти с группы нефтяных скважин, объединенных общей нефтегазосборной системой.

П р и м е р. В таблице приведены результаты гидравлического расчета системы нефтегазосбора на первоначальном состоянии и после оптимизации процесса.

Затем по имеющимся характеристическим кривым работы (см. чертеж) газлифтных скважин было произведено оптимальное распределение газа по данной группе скважин без учета системы нефтегазосбора.

Предлагаемый способ обеспечивает увеличение суммарной добычи нефти с системы нефтяных скважин, объединенных общим нефтегазосбором, при неизменном ресурсе газа ВД, подаваемом на группу газлифтных скважин, уменьшение суммарного расхода газа ВД нра систему газлифтных скважин, объединенных общим нефтегазосбором.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации систем газлифтных скважин, имеющих общий нефтегазосбор. Цель изобретения повышение эффективности добычи рабочего агента с изменением его расхода в газлифтную скважину и регистрацией изменения дебита на каждой скважине, замер фактических значений давлений на отдельных участках нефтегазосбора. Перед подачей рабочего агента в газлифтную скважину выполняют расчет оптимальных значений давлений на тех же участках нефтегазосбора, причем при неравенстве фактического и расчетного значений давлений изменяют расход рабочего агента в каждую газлифтную скважину, определяемый согласно математическому выражению. 1 ил. 1 табл.

1. СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМЫ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН, включающий подачу и изменение расхода рабочего агента на каждой газлифтной скважине с регистрацией изменения дебитов на каждой скважине, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа, предварительно перед изменением расхода рабочего агента замеряют фактические значения давлений на отдельных участках нефтегазосбора и выполняют расчет оптимальных значений давлений на тех же участках нефтегазосбора, причем при неравенстве фактического и расчетного значений давлений изменяют расход рабочего агента в каждую скважину согласно математическому выражению

где изменение расхода рабочего агента, тыс.м³/сут;
ΔQ изменение дебита нефти, м³/сут;
i номер газлифтной скважины;
P количество газлифтных скважин, участвующих в оптимизации;
M коэффициент, задающий допустимую величину изменения расхода рабочего агента и определяемый экспериментально;
коэффициент оптимизации работы системы нефтегазосбора

где P_о.к, P_ф.нк соответственно оптимальное и фактическое давление на отдельном участке нефтегазосбора, МПа;
l_н степенной показатель, учитывающий влияние загрузки системы нефтегазосбора, определяемый экспериментально. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что коэффициент с учетом обводненности определяется из следующего математического выражения:

где β_biк, β_b.ср.к. обводненность добываемой продукции i-й газлифтной скважины и средняя обводненность продукции отдельного участка системы газлифтных скважин,
l_b степенной показатель, учитывающий зависимость затрат на подготовку, транспортировку и закачку попутной воды от общих затрат.