Способ эксплуатации системы газлифтных скважин Советский патент 1991 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к нефтяной промышленности.

Цель изобретения - повышение эффективности способа за счет возможности более точного выбора взаимодействующих скважин.

На фиг. 1 показано влияние устьевого давления на режим работы скважины; на фиг. 2 - динамика рабочего давления газа скважин; на фиг. 3 - графическая иллюстрация процесса оптимизации режимов работы взаимодействующих газлифтных скважин.

Способ реализуется следующим образом.

Определяются показания рабочего давления газа во времени при постоянном расходе газа скважин системы Находится корреляционная связь между рабочими давлениями газа. Строится матрица ковариаций и выявляются взаимодействующие скважины, по которым проводится оптимизация.

Взаимодействие может быть установлено по корреляционной связи между дебитами, рассматриваемыми в динамике. Однако на практике (при существующих замерных установках) одновременные замеры дебитов по системе скважин получить невозможно Ра- бечее давление газа в отличии от дебита является достоверным и легкополучаемым. Существующий уровень автоматизации газлифта позволяет получать динамику рабочего давления газа в системе скважин В то же время рабочее давление газа достаточно сильно реагирует на изменение стье- вого давления и дебита скважины (фиг 1) Величина рабочего давления газа при постоянном расходе газа за период эксплуатации скважин колеблется достаточно часто, что позволяет установить между ними корреляционную связь (фиг. 2). На колебания рабочего давления газа влияют следующие факторы: нестационарный приток жидкости

О5 СО

ОЭ

ел

CD

из пласта в скважину; колебания давления в коллекторе системы нефтесбора; изменения текущего пластового давления и т. д., т. е. те, которые косвенно свидетельствуют о взаимодействии скважин. При реализации способа эксплуатации системы газлифтных скважин выполняются операции, которые условно можно выделить в три этапа.

На первом этапе систему газлифтных скважин устанавливают на замер рабочего давления газа. Фиксируются показания рабочего давления газа во времени PP(N, i) (N Тп - порядковый номер скважины; п - количество скважин в системе; - порядковый номер замера рабочего давления газа; К - число замеров рабочего давления газа) при постоянном расходе газа за установленный период эксплуатации газлифтных скважин (табл. 1).

На втором этапе, используя набор расчетных данных по динамике (15 минутная или часовая) рабочего давления газа (табл. 1)7 вычисляется коэффициент корреляции между yV-й и /-и скважинами Rp (/V, /), строится матрица ковариаций и определяются взаимодействующие газлифтные скважины, по которым Rp (N, (табл. 2; для Са- мотлорского месторождения взаимодействие скважин характерно при ,50).

На третьем этапе проводится оптимизация режимов работы взаимодействующих газлифтных скважин одновременно (фиг 3). При этом используются зависимости дебита от расхода газа (Vr), найденные расчетным (с помощью физико-магматической модели) или экспериментальным (ме тодом установившихся отборов) путем

Рассчитываются оптимальные расходы газа для каждой скважины V,T, соотве: ствующие эффективностям использования

,, dQu газа ,-,-, равным для всех скважин,

при ограниченном ресурсе закачиваемого

газа У о 2 /

тьт. м

р,), ,

° dVr)l(

где Q.I -- дебит нефти, т/сут.

Найденные значения Йл7 устанавливаются на скважинах, замеряется их фактический дебит и сопоставляется с расчетным. Если фактические и расчетные дебиты не совпадают, то зависимости (Vr) корректируются по фактическому дебиту. Вновь находятся оптимальные значения

расхода газа, используя откорректированные зависимости (Vr), устанавливаются на скважинах и замеряется их дебит. Корректировка зависимостей Q-f(Vr) продолжается до момента достижения равенства между значениями фактического и расчетного дебитов (в пределах погрешности замера) для взаимодействующих газлифтных скважин.

Выбор рабочего давления газа в качестве замеряемого технологического параметра

5 для выявления взаимодействия скважин определяется следующим образом: его замер более точен (погрешность не более 2%), в то время как погрешность спутника для ГЗУ «Спутник 6%, а фактически для высоких газовых факторов превышает 20%);

0 менее чувствителен к высокочастотному спектру колебаний давления, связанного с структурой газожидкостного потока; более легко получаемый в автоматизированном режиме; более оперативно замеряемый; более

5 широкий охват скважин.

Формула изобретения

Способ зксплуа- ацчи системы гачлифт- чых скважин, вклю1 зющий измерение техно0 логических парамег ов работы скважин, оп- редел ьие корреляционной связи между ними, нахождение взаимодействующих скважин, определение для них зависимости дебита от расхода газа, установление оптимального расхода газа, сопоставление фак5 тического дебита с расчетным и повторение операций до момента достижения равенства фактического и расчетного дебитов, отшчающиася тем, что. с целью повышения эффективности способа за счет возможности более точного выбора взаимодействующих

0 скважин, одновременно измеряют рабочее давление во всех скважинах, определяют изменение рабочего давления при постоянных значениях расходов газа одновременно во всех скважинах, а в качестве меры

5 взаимодействия используют изменение рабочего давления газа, причем оптимальное распределение закачиваемого газа определяют по взаимодействующим скважинам.

Таблица

Изобретение относится к нефтяной про мышленности. Цель изобретения - повыше ние эффективности за счет более правиль ного выбора взаимодействующих скважин (С) Во время работы С определяют изменение рабочего давления газа во времени при постоянном расходе газа в системе С Находится корреляционная связь между рабочими давлениями газа, строится матрица ковариаций и выявляются взаимодействующие С. Для этих С производится оптимизация подачи газа одновременно путем сопоставления измеренного и фактического дебитов. Этот процесс продолжают до момента достижения равенства между этими значениями 3 ил., 2 табл. «

Динамика рабочего давления газа скважин месторождения

Матрица ковариаций

N

10439 3551

10439 1,0000 0,2239 3551 0,2239 1,000 3509 0,0739 0,1737 3550 -0,2526 0,1507 66Г 0,4681 -0,1282 3636 0,3308 0,3532

Примечание: корреляционная связь R(N,I)f 0,5 существует между скважинами 3509, 66Г и 3550, 66Г, т.е. скважина 66Г взаимосвязана со скважинами 3509 и 3550.

Таблица 2

3509 3550

66Г

3636

-0,25260,46810,3308

0,1507-0,12820,3532

-0,26440,5150-0,0378

1,0000-0,5555-0,2155

-0,55551,00000,2258

-0,21550,22581,0000

rf-ft

А гпШ

( ) j- о ИЮОЯЙОИ533 0 -HS4iCI3a;000 - Я f

, 55 я $ь оюяэеаяьаяее eifoxoed якингьвяе sHta a oiauiooo ( }|ж xj ихоо/тиокггег - % и j

JIO/JH /J эинэягеу aosaiiojc

Ј г$ к ег 9г

09

Ч. ,,

% гно

OSOi tt o

Oi ч т о. о

Ј

О)

09 ° ь

С5 Ы

в

Об Ј

Г5

Cj

ООГ х

г

гг

ог

осе

ось

009

008

501 JOOdI

O/.xDUW i o/jH iru

6S9I69I

Q«, M3/

200

50 60 70

V Г, SHC.ir/CJT

- ззвисииостя QSN j ( V) дгя первой, в-/оро8

к третьей сквэгяя;

- соответственно, сляорректироззнные сзьи мозги

QXN « f( Vr« );

- дебкг змдхости Qsp, состзетстз ия расчетясцу 6п7им8льно«у расходу гаэз Vrp при Ер я const ( 3, t/u3; -, Vo V, const ( 54 тыс.) - Јз# ическк. s.-oo: Сгф , - оп :иу2ль:--ч; . -:si y, соот2е ств;.г:;,:. рзз .-чтьу QaKp-rQxK Ф :;рн Ео « { т/и5) И Vo wnst ( ThrC.if /сут ).

Фкг. 3