Способ эксплуатации системы газлифтных скважин Советский патент 1993 года по МПК E21B43/00 

пользуются в формуле параметры АР. Как правило, при больших изменениях расхода газа темп изменения рабочего давления газа растет, что в свою очередь приводит к резкому изменению глубины рабочей точки инжекции газа на ряде скважин. В это неизбежно приводит к большому изменению дебита жидкости на скважинах. Однако, любое изменение дебита можно достигать при инжекции газа в подъемник через рабочий клапан, причем с потреблением меньшего расхода газа (т.е. одному и тому же дебиту скважины можно достигать при инжекции газа как через пусковые клапана, так и через рабочий, только в первом случае расход газа потребуется больше). Поэтому в формуле применяется выражение (ДО/АР) /AV, которое характеризует темп возмущения изменения дебита к рабочему давлению газа при изменении расхода газа. При этом, если АР на предыдущем этапе оптимизация изменяется сильно для каких-либо скважин, то изменение расхода газа на последующем этапе оптимизации до тех же скважин автоматически уменьшается, что позволяет минимизировать возможность изменения глубины рабочей точки инжекции газа в скважинах.

Выражение к1 - обеспечивает приближение отношения (AQ/Д Р)/А V к дифференциалу (dQ/dP)dV, на каждом последующем этапе оптимизации, так как каждый раз изменение расхода газа на скважинах уменьшается относительно к предыдущему этапу, что повышает точность и оперативность определения оптимальных технологических режимов скважин в системе. Г:/ --..

Эффект.бт применения способа заключается в повышении добычи и (или) снижении удельного расхода газа на единицу добычи за счет достижения оптимального режима в газопроводе, минимизация возможности изменения глубины рабочей точки инжекции газа в скважинах, повышение точности и оперативности выбора их оптимальных технологических режимов. ,

Пример расчета технологических режимов работы скважин для последующего этапа оптимизации (например, для 2-го) приводится ниже.

Исходные данные: N - 3; М 0,01; k t,2;

при Тм/Т| 310/300 1,03;

Р|/Рм 10/11 0,91;

Zn/Zi-1;

для J - 1; Vji - 25000 м3/сут; AV|i 5000 м3/сут; AQji/АРц - 30/2 15 т/м3 МПа;

для j 2; Vji 40000 м3/сут; AVji 8000 м3/сут;

AQji/ APji 60/3 20 т/м3 МПа; для J 3; Vji 20000 м3/сут; AVji 3000 м3/сут; AQji/ APji - 80/2 40 т/м3 МПа;

г - W:.:.. , . .-. ; . :

У Vir- 25000 + 40000 + 20000 - 85000

я -.. , , - .

м3/сут;

Расчет:.

(Уф 1 0.91 1.03 {25000 + (85000/3 0.01 1.2) 15/3000 - (1/3) (15/3000 + 20/8000 + +40/3000).297 м /сут;

(V2)2 1 0.91 + 1.03 {40000 + (85000/3 0.01 1.2) 20/8000 -(1/3) (15/3000 + 20/8000 + 40/3000)} - 27.758 м /сут;

(Уз)2 1 0.91 1.03 {20000 + (85000/3 0.01 1.2) 40/3000 - (1/3X15/3000 + 20/8000 + +40/3000)} - 32.211 м3/сут;

(Vj)i+i - 19.297 + 27.758 + 32.214

79269 м3/сут.

Формула изобретения 1. Способ эксплуатации системы газ- лИфтных скважин, включающий измерение расхода газа и дебита на скважинах, определение изменения расхода газа и дебита для каждой из скважин на предыдущем этапе оптимизации для определения и одновременного установления технологических режимов работы скважин на последующих

этапах до достижения их оптимальной работы, о т л и ч а ю щ и и с я тем, что, с целью повышения эффективности газлифтной эксплуатации, за счет увеличения точности и оперативности определения оптимальных

технологических режимов работы скважин, на каждом последующем этапе оптимизации изменяют величину расхода таза для каждой скважины соотношению

№)1

S

Zi- Zi

PL -ч

Vji

rv,, 4. J 1 rAQji/APii 1 U AQi/АРцо lVjl + wTMi( AV,, N,-, AV,, r

2. Способ скважин no п.1, отличаю- щ и и с я тем, что процесс оптимизации продолжают довыполнения условий (Zi-i/ZiXPi/Pi-iXTi+i/Ti) 1 и достижения равенства между отношениями (ДО/ДР)/А V для всех скважин

где Vji, (Vj), +i - расход газа для j-й скважины при I- и i+1-м этапе оптимизации:

, Pi-1, TI-I - давление и температура в газопроводе этапе оптимизации;

PI, TI - давление и температура в газопроводе при 1-м этапе оптимизации;

Zi-1, Ъ, - коэффициент сжимаемости газа при параметрах.

РиУТми Pi,ti;

N - количество оптимизируемых скважин;

М, К| - экспериментальные коэффициенты, характеризующие степень изменения расхода газа на скважинах;

AVji - изменение расхода газа на J-й скважине при l-м этапе оптимизации;

Л QJI - изменение дебита на J-й скважине, соответствующее значению A Vji;

APji - изменение рабочего давления газа на J-й скважине, соответствующее из- менению A Vji.