Способ управления работой газлифтной скважины Советский патент 1992 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к добыче нефти газлифтным способом, и может быть использовано при регулировании и выборе технологически устойчивого режима работы газлифтной скважины, оборудованной газлифтными клапанами.

Известен способ управления работой газлифтной скважины, включающий замер дебита при различных режимах работы Скважины, построение зависимости дебита от расхода рабочего газа и определение технологического режима работы скважины. Для определения зоны взаимовлияния газ- лифтных клапанов расход газа изменяют с

небольшим интервалом и замеряют соответствующий ему дебит, причем расход газа изменяют как в сторону увеличения, так и уменьшения, чтобы найти переходные режимы между работой газлифтных клапанов. Этот процесс требует больших затрат из-за необходимости проведения длительных исследований. Например, если скважина оборудована тремя газлифтными клапанами, то для определения зоны их взаимовлияния требуется примерно 15 изменений расхода рабочего газа.

Известен также способ управления работой газлифтной скважины, включающий измерение технологических параметров не

-ч со XI

о

4

менее чем при трех различных режимах, определение коэффициента продуктивности и пластового давления, расчет зависимости дебита жидкости от расхода рабочего газа для каждой точки инжекции газа в подъемник, выявление зоны взаимовлияния газлифтных клапанов и определение технологически устойчивого режима работы скважины.

Недостатками этого способа являются низкая достоверность получаемой зависимости дебита от расхода рабочего газа и зоны взаимодействия газлифтных клапанов, так как при расчете изменение дебита жидкости от перепада давления на пласт (коэффициент продуктивности) принимается постоянным, не учитываются изменения обводненности продукции, температур рабочего газа и газожидкостной смеси от расхода рабочего газа. Кроме того, известный способ имеет сложный алгоритм расчета, так как требуются дополнительные операции по определению коэффициента продуктивности, пластового давления, зависимости дебита от расхода газа для каждой точки иижекции газа и пр.

Цель изобретения - повышение эффективности способа Ј9 еч«т возможности повышения точности о«редел®ш я областей зависимости дебюта жидкости от расхода рабочего газа, соответствующих одноточечной инжекции газа s подъемник.

Указанная цель достигается тем, что расход рабочего газа адмшя ют до получения соотношения мшвненмя дебита нефти к из- мененш расхода рабочего rasa, равного ты меньшего нуля, и одновременно осунфветвяя- ют замер и определен зависимости обводгаза и газожидкостного потоки от расхода рабочего rase, аатвм дла каждого значения последнего находят фактические значения параметров дебита жидкости, обводненности и температур газа и устьевой, проводят расчет давлений потока жидкости и газа дяя каждого клапана, начиная с вышерасгюдо- женного. определяют расход газа при прохождении его через каждый клапан и после сравнения этого значения с фактическим расходом рабочего газа из зависимости де- бита жидкости от расхода рабочего газа выделяют зоны с одноточечной инжекцией газа через каждый клапан.

Положительный эффект от применения способа заключается в увеличении добычи нефти за счет правильного выбора технологически устойчивого режима работы скважины, а также в повышении срока службы газлифтных клапанов и уменьшении межремонтного периода скважины. Ожидаемый

удельный экономический эффект от внедрения способа на одну скважину составит более 2 тыс. руб,

При реализации способа выполняют операции по трем этапам,

На первом этапе осуществляют промысловые исследования в рабочей области скважины не менее чем при трех различных установившихся режимах, причем исследования проводят путем изменения расхода рабочего газа. При этом расход газа изменяют до тех пор, пока не будет полностью охвачена рабочая область скважины, которая соответствует участку между минимальным и максимальным режимами, то есть, кроме промежуточных режимов, скважины исследуют при расходе газа, соответствующем зоне минимального и максимального дебитов. Минимальное значение дебита скважины ограничивается нижним пределом допустимого расхода газа через устьевой регулятор. Например, для газлифтного комплекса Самотяорского месторождения нижний предел расхода газа принимается 2-5 тыс. м /сут, в зависимости от проходного диаметра штуцера на регуляторах. Зоны максимального дебита определяют исходя

из условия ду 0 (ДОН - изменение дебита нефти при изменении расхода рабочего газа AV при l-м режиме), т.е. изменение расхода рабочего газа на скважине продолжают до получения соотношения изменения дебита нефти к. изменению расхода рабочего газа, равного или меньшего нуля. В ходе исследований для каждого режима замеряют расход рабочего газа V, дебит жидкости Q, давление Рг, температура Тг рабочего газа, обводненность продукции ft, устьевые давления Ру и температура Ту газожидкостной смеси. Затем строят фактические кри- еые зависимости: Q f(V); / f (V); Рг f(V); Тг - f(V); Ру - f(V) и Ту - f(V).

На втором этапе рассчитывают зоны в рабочей области зависимости Q f(V), соответствующие одноточечной инжекции газа в подъемник. Расчет проводят с использованием модели газлифтной скважины, т.е. системных уравнений, описывающих распределение давления газожидкостной смеси в газлифтном подъемнике, распределение давления газа в затрубном пространстве скважины и движение газа через газлифтный клапан. Последовательность расчета следующая.

Задается по интервалу расход рабочего газа,

V| VMaKc-AV{i-t),

где Vi - расход газа при i-м заданном шаге, м3/сут;

V - расход газа, соответствующий максимальному дебиту скважины, который находят из зависимости Q f(V), м3/сут.

Используя экспериментальные зависимости, полученные на первом этапе, вычис- ляют параметры Qj, ft. Pri. Trt. Pyi и Tyi, соответствующие каждому заданному Vi.

Рассчитывают для i-ro режима давление газа на глубине j-ro вышерасположенного газлифтного клапана PMJ при Vi, Рн, Tri, Пг и Хк, используя уравнение, описывающее распределение давления газа в затрубном пространстве скважины; где j 1, К - порядковый номер газлифтного клапана; К - нижняя точка инжекции газа; Пг - физико-химические свойства рабочего газа; Хк - характеристики канала подачи газа.

Рассчитывают давления в газожидкостном потоке на глубине j-ro газлифтного клапана Pnji при заданных Qi, Vi, ft, Pyi, Tyi, Хп и Пф, используя уравнения, описывающие распределение давления газожидкостного потока в подъемнике; где Хп - характеристики газлифтного подъемника; Пф - параметры, характеризующие свойства пластового флюида.

Проверяют соотношение j-ro газлифтного клапана при Хкл.} и найденных Prji и Pnji, используя уравнение баланса сил, действующих на состояние газлифтного клапана, где Хкл. - характеристики J-ro газлифтного клапана; если j-й газлифтный клапан открыт, то определяют расход газа, поступающего в подъемник через канал клапана Vji при заданных Prji, Trji, Pnji. Tnji, Хкл,| и Пг, используя уравнение, описывающее движение газа через газлифтный клапан; сопоставляют расчетный Vji и фактический Vi расходы закачиваемого газа: при Vj, Vit AV

объем газа полностью поступает в подъемник через рассматриваемый (вышерасположенный) j-й газлифтный клапан, т.е. точка инжекции газа является единственной; при Vji Vi I AVg объем газа поступает в подъемник через несколько клапанов, т.е. имеется многоточечная инжекция газа, поэтому режим исключается из зависимости Q f(V), где AVg - допустимое отклонение расхода- рабочего газа, которое определяют исходя из значения погрешности расчета и замера;

если j-й вышерасположенный газлифтный клапан закрыт, то расчет продолжают аналогично для последующего j + 1-го клапана и, в конечном итоге, определяют режимы, соответствующие одноточечной инжекции газа в подъемнике.

Таким образом определяют зоны устойчивого режима работы скважины из факти

и

5

10 15

2025

3035

40

45

50

55

ческой зависимости Q f(V), соответствующие одноточечной инжекции газа в подъемник через каждый газлифтный клапан.

На последующем этапе выбирают оптимальный режим работы скважины в устойчивых областях зависимости Q f(V), соответствующий одному из критериев: максимальному дебиту скважины, минимальному удельному объему рабочего газа на одну тонну добычи нефти, ограниченному расходу газа или же дебиту скважины.

Примеры определения зависимости QJ f(Vj) для скважины с газлифтными клапанами приводятся в табл.1, 2 и на фиг.1 и 2.

В табл.1 приведены характеристики газ- лифтной скважины, а в табл.2 - результаты исследования и расчеты ее устойчивых режимов.

На фиг.1 показаны экспериментальные зависимости, характеризующие режимы работы скважины, а на фиг.2 - зависимость QJ f (Vj) с учетом зон взаимодействия газлифтных клапанов.

Формула изобретения

Способ управления работой газлифтной скважины, включающий замер давлений газа и устьевого, и дебита жидкости при нескольких изменениях дебита жидкости от расхода рабочего газа и выделением зон взаимовлияния газлифтных клапанов и выбором устойчивого режима работы скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа за счет возможности повышения точности определения области зависимости дебита жидкости от расхода рабочего газа, соответствующих одноточечной инжекции газа в подъемник, расход рабочего газа изменяют до получения соотношения изменения дебита нефти к изменению расхода рабочего газа, равного или менее нуля, и одновременно осуществляют замер и определение зависимости обводненности продукции и температур рабочего газа и газожидкостного потока от расхода рабочего газа, затем для каждого значения последнего находят фактические значения параметров дебита жидкости, обводненности и температур газа и устьевой, производят расчет давлений потока жидкости и газа для каждого клапана, начиная с вышерасположенного, определяют расход газа при прохождении его через каждый клапан и после сравнения этого значения с фактическим расходом рабочего газа выделяют зоны с одноточечной инжекцией газа через каждый клапан.

Таблица 1

Изобретение относится к газлифтной добыче нефти и позволяет повысить эффективность за счет возможности повышения точности определения областей зависимости дебита жидкости от расхода рабочего газа, соответствующих одноточечной ин- жекции газа в подъемник. При реализации способа расход рабочего газа изменяют до получения соотношения изменения дебита нефти к изменению расхода рабочего газа равного или меньшего нуля. Одновременно осуществляют замер и определение зависимости обводненности продукции, устьевого давления и температур рабочего газа и газожидкостного потоков от расхода рабочего газа. Затем для каждого значения последнего находят фактические значения параметров дебита жидкости, обводненности, устьевого давления и температур газа и газожидкостного потока, производят расчет давлений потока жидкости и газа для каждого клапана, начиная с вышерасположенного. Далее определяют расход газа при прохождении его через каждый клапан и после сравнения этого значения с фактическим расходом рабочего газа из зависимости дебита жидкости от расхода рабочего газа выделяют зоны с одноточечной инжек- цией газа через каждый клапан. 2 табл.2 ил. Ј сл с

Характеристики газлифтной скважины с газлифтными клапанами

Таблица 2

Результаты исследования и расчета устойчивых режимов работы скважины

Дд.ед 0,ы3/сут

Ф,м3/сут 600

400

200 Ю 203040 50 60

VrI03,H3/oyT

Фиг.1

in