Способ эксплуатации системы газлифтных скважин Советский патент 1992 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может найти применение при системной эксплуатации газлифтных скважин.

Наиболее близким (прототипом) к предлагаемому способу по технической сущности и достигаемому результату является способ эксплуатации системы газлифтных скважин, включающий замеры дебитов нефти и воды и расхода газа, определение роста темпа отбора нефти и воды, распределение скважин по группам из числа взаимодействующих и установление унифицированных технологических режимов работы скважин.

Недостатком способа (прототипа) является то, что осуществляемый способ эксплуатации системы газлифтных скважин не всегда сочетается с принципами и целями системы разработки нефтяной залежи.

Известно, что в процессе разработки нефтяной залежи в пластовой системе происходит смена гидродинамического состояния пласта, что, в свою очередь, приводит к автоколебаниям в динамической пластовой системе. Причем эти колебания генерируются самой пластовой системой и характеризуются периодом и амплитудой, что не учитывается а прототипе.

Таким образом, недостатки, присущие прототипу, не обеспечивают в полной мере увеличение нефтеотдачи пласта и приводят к неравномерной выработке пласта, преждевременной обводненности продукции скважин, чрезмерному перерасходованию компримированного газа.

Целью изобретения является повышение эффективности способа за счет увеличе- ния нефтеотдачи пластов и темпа разработки при одновременной экономии расхода компримироаанного газа.

Поставленная цель достигается тем, что в способе эксплуатации системы газлифтных скважин, включающем замеры дебитов нефти ti воды, расхода газа, определение роста темпов отбора нефти и воды, распределение скважин по группам из числа взаи- модействующих и установление унифицированных технологических режимов работы скважин, предварительно осуществляют замеры накопленной добычи нефти и воды и обводненности за наблюдаемый период, устанавливают период колебаний пластовой системы (Т), затем на первом полупериоде (Ti/21) ограниченного роста темпа отбора нефти (D() и неограниченного роста темпа отбора воды () производят остановку добывающих газ- лифтных скважин при условии, что обводненность (fl) больше критической обводненности (ДО. я рост темпов отбора воды из скоажины меньше нуля (), затем ограничение отбора жидкости по скважинам при условии, что обводненность меньше критической обводненности . рост темпов отбора воды меньше нуля (). a рост темпа отбора нефти больше нуля (), после чего осуществляют отбор жидкости по скважинам, где обводненность меньше критической обводненности (/3 ), DOCT темпа отбора воды больше нуля (), а рост темпа отбора нефти меньше нуля (), причем для каждой группы взаимодействующих скважин перераспределяют газ и устанавливают унифицированный технологический режим работы скважин, при этом на втором полупериоде (Г21/а) неограниченного роста темпа отбора нефти (Dj)0) и ограниченного роста темпа отбора воды () производят запуск в работу остановленных газлифтных скважин в соответствии с групповой характеристикой, отбор жидкости по скважинам, где рост темпа отбора воды больше нуля (), а рост темпа отбора нефти меньше нуля (), и устанавливают унифицированный режим работы по этим группам скважин, причем период колебаний пластовой системы Т определяют согласно выражению

где QI - накопленная добыча нефти и воды соответственно по пласту и по каждой скважине,

а, Ь, с - постоянные коэффициенты аппроксимации.

На фиг. 1 и 2 показана динамика добычи нефти и воды по месяцам; на фиг. 3 и 4 - спрямленные в координатах XI-YI и Xa-Y2 зависимости системы вода-нефть в противофазе; на фиг, 5 - фазовая диаграмма системы вода-нефть; на фиг. 6 - зависимость дебита жидкости от расхода газа для группы взаимодействующих газлифтных скважин (групповая характеристика).

Способ осуществляется следующим образом.

1. На выбранном участке пласта или блоке пласта табулируются необходимые замеры дебитов жидкости, нефти, воды, обводненности, расхода компримированного газа, накопленной добычи нефти и воды за наблюдаемый период и с начала разработки. Наблюдаемый период выбирается произвольно и может составлять один год.

2. На основе табулированных исходных данных строятся графики динамики отборов нефти и воды по периодам времени, например, по месяцам .) и (t).

3.По этим графикам определяют проме- жуток времени, показывающий работу системы вода-нефть в противофазе.

4,Для временного отрезка At) составляется система уравнения модели Лотки- Вольтерра.

dQH/dt Ki QH-K2-QH QB, dQD/dt -K3-QB+K4 QH QB, где Он и QB - текущие отборы нефти и воды, Кч, Ка, Кз и «4 - постоянные коэффициенты, t - время.

5. Система (1) приводится к виду Yi Ki-K2X, 1

(2)

Сущность изобретения: На участке пласта производят замеры дебитов нефти и воды, обводненности, расхода газа, накопленной добычи нефти и воды за наблюдаемый период и сначала разработки и составляют таблицу. Для временного промежутка Д t составляется система уравнений модели Лотки-Вольтерра для определения постоянных коэффициентов Ki, K2, Кз и «4. Определяют период колебаний пластовой системы из выражения Т 2л V KI Кз Затем составляют корреляционную матрицу, по которой формируются группы взаимодействующих скважин, Для каждой группы строят зависимости расхода газа от дебита жидкости и о пред ел я ют оптимальный режим их работы. Затем находят соотношение роста темпа отбора нефти и воды (Он и DB) для пласта и (dH и do) для скважины. На полупериодах 1/2 Т и 1/2 Т2 проводят различные мероприятия в зависимости от условий и в соответствии с этим либо увеличивают подачу газа в скважины, либо уменьшают, 6 ил. сл с

Т-2я УкГ К3 где Kt, К2, з и К4 - постоянные коэффициенты, определяемые согласно выражениям

dQ.i/drKiQH- 2-Qn QB,

dQD/dt -i 3 QB+K/J-QH QB,

где Он и QB - текущие отборы нефти и воды из залежи;

t - время,

при этом рост темпа отбора нефти и воды по пласту 0ц, D8 и по отдельным скважинам dH, da определяют из выражения dQi/dt aQi2+bQi+c,

где At - шагч принятый в расчете, i - число точек.

Строятся графики линий по системе (2). Отрезок Ati подбирается таким образом, чтобы тангенсы углов наклона функций системы (2) к положительному направлению оси абсцисс имели противоположные знаки.

Т 2л: )

dQi/dt aQ,2+bQ,+c(4)

где Qi - соответственно накопленная добыча нефти и воды;

а, Ь, с - постоянные аппроксимации; t - время, D V b2-4ac

При различных сочетаниях знаков дискриминантов по нефти DH и воде DB определяется мероприятия по остановке, ограничению или форсированию отбора жидкости по пласту,

темпа отбора воды по пласту производят

а)остановку добывающих газлифтных скважин при условии, что обводненность {fi}

5 больше критической обводненности (). а дискриминанты по отбору воды из скважины () меньше нуля;

б)ограничение отбора жидкости по скважинам при , , а дискриминан0 та роста темпа отбора нефти () больше нуля;

в)форсирование отбора жидкости по тем скважинам, где / Д, , , при этом для каждой группы взэимодействую5 щих скважин перераспределяют газ в соответствии с групповыми характеристическими кривыми, по которым устанавливаются оптимальные рабочие режимы.

отбора нефти и ограниченного роста темпа отбора воды по пласту, производят

а)запуск остановленных газлифтных 5 скважин в соответствии с рабочими режимами по групповой характеристике,

б)форсирование отбора жидкости по всем скважинам, где , , при этом устанавливают унифицированные режимы работы по групповым характеристикам.

После установления необходимых режимов в рамках полупериодов производят регулярные замеры дебитов жидкости, нефти, воды и расхода газа.

При завершении полного цикла периода все замеры, представленные в п. 1, обновляются и дополняются, способ установления режимов работы для нового периода рассчитывается заново и при необходимости вносятся коррективы.

Пример. Монолитный блок находится на поздней стадии разработки. Мощность продуктивной части пласта доходит до 45 м,

0

5

0

5

0

5

средняя обводненность 80-85%. Дебит скважин 120-2000 м3/сут.

По расчетам на ЭВМ мес.

мена R 1-6 2(VrW,}z/(n3-n) по

i 1

специальной программе на ЭВМ. При скважины считаются взаимодействующими. При этом Вкр рассчитывается по специаль ной формуле при ,05, . Пкр

(i,,(1,g)

0,5.

где i/;-обратная функция нормального распределения, о. - уровень значимости, п - число замеров. На фиг. 6 показана групповая характеристика взаимодействующих скважин. По касательным, проведенным к характеристикам, определяются унифицированные режимы работы скважин.

7,По данному блоку определяются дискриминанты роста темпа отбора нефти и воды (Он и DB) по участку по специальной программе на ЭВМ. Получено , .

Ti/2 4,5 мес, ограниченного роста темпа

отбора нефти и неограниченного роста

темпа отбора воды, согласно п, 12 а-в осуществляют следующие мероприятия:

При этом экономия газа за 4,5 мес со- ставляет млн. нм3.

По этим скважинам подачу газа необхо- димо увеличить на 56 тыс. нм /сут.

Изменение подачи газа по каждой скважине указано на фиг. 6. Унифицированные режимы на скважинах устанавливаются на полупериод Ti/21 4,5 мес.

По завершении полного цикла все замеры исходных данных дополняются новыми, способ установления унифицированного режима работы рассчитывается заново по способу и при необходимости вносятся коррективы.

Предлагаемый способ эксплуатации системы газлифтных скважин позволяет значительно снизить расход газа за счет остановок нерентабельных газлифтных скйажин, а также за счет оптимального перераспределения газа в полупериоды. В отличие от прототипа в способе предлагается определение полупериода и установление благоприятного условия для регулирования режимов работы скважин. На 38 газлифтных

скважинах дополнительная добыча нефти тыс. т, экономия газа млн.нм3. Формула изобретения Способ эксплуатации системы газлифтных скважин, включающий замеры дебитов

нефти и воды, расхода газа, определение роста темпов отбора нефти и воды, распределение скважин по группам из числа взаимодействующих и установление унифицированных технологических ре жимов работы скважин, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа за счет увеличения нефтеотдачи пластов и темпа разработки при одновременной экономии расхода компримирован- ного газа, предварительно осуществляют замеры накопленной добычи нефти и воды и обводненности за наблюдаемый период, устанавливают период колебаний пластовой системы, затем на первом полупериоде ограниченного роста темпа отбора нефти и неограниченного роста темпа отбора воды производят остановку добывающих газлиф- тных скважин при условии, что обводненность больше критической обводненности, а рост темпов отбора воды из скважины меньше нуля, затем ограничение отбора жидкости по скважинам при условии, что обводненность меньше критической обводненности, рост темпов отбора воды меньше нуля, а рост темпа отбора нефти больше нуля, после чего осуществляют отбор жидкости по скважинам, где обводненность меньше критической обводненности, рост темпа отбора воды больше нуля, а рост тем- па отбора нефти меньше нуля, причем для каждой группы взаимодействующих скважин перераспределяют газ и устанавливают унифицированный технологический режим работы скважин, при этом на втором пол-

Он 2500

упериоде неограниченного роста темпа отбора нефти и ограниченного роста темпа отбора воды производят запуск в работу остановленных газлифтных скважин в соответствии с групповой характеристикой, отбор жидкости по скважинам, где рост темпа отбора воды больше нуля, а рост темпа отбора нефти меньше нуля, и устанавливают унифицированный режим работы по этим группам скважин, причем период колебаний пластовой системы Т определяют согласно выражению

Т-2я Vfo -Кз .

где KI, K2, Кз и Кз - постоянные коэффициенты, определяемые согласно выражениям

dQH/dt KiQH-K2 QH Qo.

dQB/dt -K3 Ов+К4 QH QB, где QH и QB - текущие отборы нефти и воды из залежи,

t - время,

при этом рост темпа отбора нефти и воды по пласту DH, DB и по отдельным скважинам dn, dB определяют из выражения

dQ,,2+bQi+c,

где QI - накопленная добыча нефти и воды соответственно по пласту и по каждой скважине, a, b и с - постоянные коэффициенты аппроксимации.

/

/

Т, меа

И

J2

1000 IIOO 1200 1300 1400 1500 1600 ч 1700 1800

Фиг. 4

1900 2000

1000

1500

2000 НыртЬ1

Q-J, т/оут

2758 о

1500

10347 о.

25750

1000

13068 о-&

20

30

2500

3000

3500

013064

031074

о 2805

6

50

60

Vr 10 Ч HMVcyr