Способ эксплуатации систем газлифт-НыХ СКВАжиН Советский патент 1981 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к механизированной добыче нефти, а более конкретно к области эксплуатации газлифтных скважин в условиях ограниченного ресурса рабочего агента и может быть использовано в нефтяной промышленности. Известен способ эксплуатации системы газлифтных скважин путем увеличения расхода рабочего агента в тех из них, которые дают максимальное увеличение дебита 1. При этом используется принцип максиА1изации добычи нефти из группы скважин. Операции начинаются с закачки в каждую скважину равного количества газй после чего объему закачки газа в каждую скважину задается одинаковое приращение. Затем производится анализ работы скважин с целью определения той из них, которая при первом приращении закачки газа дает наибольший прирост добычи нефти. В дальнейшем для нее задается второе приращение закачки газа. Если по этой скважине опять будет получен наибольший прирост добычи нефти, потребуется третье приращение закачки в нее газа. В противном случае задается приращение закачки объема газа для какой-либо иной скважины, которая после первого приращения закачки газа дала второй по величине прирост добычи нефти. Этот процесс продолжается до тех пор, пока не будет использован весь имеющийся ресурс газа. Приращение расхода рабочего агента в газлифтные скважины ведется последовательно, чтобы увеличить суммарную добычу нефти Однако при ограниченном ресурсе рабочего агента достичь максимальных дебитов по всем скважинам не удается,- и процесс останавливают на промежуточной стадии, довольствуясь дебитами, полученными к моменту исчерпания ресурса рабочего агента. Известен также способ эксплуатации системы газлифтных скважин при ограниченном количестве рабочего агента в общем коллекторе, вырабатываемого компрессорными агрегатами 2. Указанный способ позволяет получать максимальную суммарную добычу по группе газлифтных скважин, эксплуатирующихся компрессорным способом, при ограниченном ресурсе рабочего агента. Для этого по исчерпании ресурса рабочего агента производят уменьщение расхода газа на одинаковую величину по всем скважинам и создают резерв газа. Затем измеряют по каждой скважине дебит нефти, сравнивают его с полученными ранее значениями и определяют уменьшение дебита (отрицательное приращение). После этого распределяют скважины в ряд по мере убывания отрицательного приращения дебита и используют полученный резерв газа для увеличения его расхода сначала в первую скважину ряда, а затем далее. После исчерпания полученного резерва газа процесс повторяют. Перераспределение газа может повторяться многократно и заканчиваться тогда, когда полученное распределение скважин в ряд по мере убывания отрицательного приращения дебита совпадает с предыдущим. Недостатком этих способов является тот факт, что изменение расхода рабочего агента в газлифтных скважинах производится при постоянной точке ввода его в подъемные трубы. Если источником рабочего агента служит газовая скважина (бескомпрессорный газлифт), то с изменением расхода рабочего агента в обратном порядке изменяется давление в системе газлифта, так как дебит газовой скважины и ее устьевое давление находится в обратной зависимости. В этом случае известный способ не дает ответа на вопрос: на какой глубине следует вводить рабочий агент в подъемные трубы. Известно, что дебит газлифтной скважины изменяется как с изменением расхода рабочего агента при фиксированной точке ввода, так и с, изменением глубины его ввода в подъемные трубы. Следовательно, имеется необходимость в способе эксплуатации системы бескомпрессорных газлифтных скважин, позволяющем варьировать не только расходами рабочего агента при одной и той же глубине его ввода, но и глубинами ввода рабочего агента в подъемные трубы. Цель изобретения - создание способа эксплуатации системы бескомпрессорных газлифтных скважин, обеспечивающего максимальное поступление из них нефти при ограниченном ресурсе рабочего агента (газа), Для достижения указанной цели первоначально (до исчерпания ресурса рабочего агента) увеличивают глубину ввода рабочего агента в скважинах с наибольшим приращением оптимального дебита. Вывод скважин на режим оптимального дебита при работе с каждой глубины диктуется необходимсгстью максимального сокращения удельного расхода рабочего агента. После исчерпания ресурса рабочего агента уменьшают глубину его ввода в скважину, которая при последнем увеличении глубины ввода в нее рабочего агента дала наименьшее приращение оптимального дебита, а высвободившийся рабочий агент направляют в скважину с наибольшим на данный момент приращением оптимального дебита. увеличивая в ней глубину ввода рабочего агента. Указанные операции производят до тех пор, пока очередное увеличение дебита скважины с наибольщим текущим приращением оптимального дебита не приведет к уменьшению суммарной добычи по группе газлифтных скважин. Предлагаемый способ предусматривает многократное изменение глубины ввода рабочего агента в подъемные трубы каждой газлифтной скважины. Для этого могут быть использованы, например, нормально открытые газлифтные клапаны, располагаемые во всех скважинах на одинаковых расстояниях друг от друга. Клапаны должны быть отрегулированы таким образом, чтобы при работе через один из них все остальные, расположенные в этой скважине выще него, закрывались, а расположенные ниже - оставались открытыми. По каждой из остальных скважин глубину ввода рабочего агента в подъемные трубы и режим работы возвращают на существовавшие ранее уровни. Увеличение глубины ввода рабочего агента в скважине, имеющей наибольщее приращение оптимального дебита, с последующим выводом ее на режим оптимального дебита производят до тех пор, пока это приращение не окажется меньще, чем обнаруженное раньще у следующей по мере его убывания газлифтной скважины данной группы. После этого увеличивают глубину ввода рабочего агента в следующей скважине, у которой приращение оптимального дебита оказывается на данный момент наибольшим. Подобные операции повторяются многократно до исчерпания ресурса рабочего агента. На этом заканчивается первый этап .распределения газа. После исчерпания ресурса рабочего агента начинается второй этап. Для этого распределяют скважины в ряд по мере убывания последних (к моменту исчерпания ресурса рабочего агента) приращений оптимальных дебитов. Руководствуясь этим рядом, уменьщают глубину ввода рабочего агента в скважину, имеющей наименьшее приращение оптимального дебита к моменту исчерпания ресурса, рабочего агента, и увеличивают глубину ввода рабочего агента в скважине, имеющей к этому моменту наибольщее приращение оптимального дебита, направляя туда высвобождающийся объем рабочего агента. Если ресурс рабочего агента, высвободивщийся за счет уменьшения глубины его ввода в скважину с наименьшим приращением оптимального дебита недостаточен, уменьшают глубину ввода рабочего агента в следующей скважине ряда, у которой приращение оптимального дебита стало наименьщим и т. д. Увеличение глубины ввода рабочего агента в скважине с наибольшим приращением оптимального дебита производится до тех пор, пока оно будет оставаться наибольшим для всей группы скважин. Затем увеличивают глубину ввода рабочего агента в следующей скважине ряда с наибольшим текущим приращением оптимального дебита за счет уменьщения глубины ввода рабочего агента в скважине с наименьшим текушим приращением оптимального дебита и т. д. Эти операции повторяются до тех пор, пока суммарный дебит группы газлифтных скважин не начнет уменьщаться. Основным преимуществом предлагаемого способа является увеличение добычи нефти при ограниченном ресурсе рабочего агента за счет того, что, уменьшая глубину ввода рабочего-агента в скважинах с наименьшим прирашением оптимального дебита, создают его резерв, который затем направляют в скважины с наибольшим приращением оптимального дебита, увеличивая в них глубину ввода рабочего агента. Это перераспределение целесообразно потому, что, хотя к моменту исчерпания ресурса рабочего агента (первый этап распределения газа) увеличивались глубины ввода рабочего агента только в скважинах с наибольшим-увеличением оптимального дебита, считать, что система газлифтных скважин работает с максимальной отдачей нефти нельзя, так как зависимость приращения оптимального дебита скважины с увеличением глубины ввода рабочего агента в ее подъемные трубы носит нелинейный характер и для каждой скважины различна. Поэтому возможно, что, например, какая-либо скважина А первоначально с увеличением глубины ввода в нее рабочего агента имела незначительный прирост оптимального дебита (зона А,), и, в связи с эти,м, согласно вышеизложенному, увеличивали глубину ввода рабочего агента в скважинах В и С с большими чем у нее приращениями оптимальных дебитов (зоны В,С). Затем, когда приращение оптимального дебита скважины G (зона С а) стало меньше, чем у скважины А (зона А), а точка ввода рабочего агента в скважине В достигла, например, забоя (зона В) и настала очередь увеличивать глубину ввода рабочего агента в скважине А, оказалось, что с увеличением в ней глубины ввода рабочего агента, приращение ее оптимального дебита увеличивается и остается наибольщим по всей группе скважин (зона Aj). Следовательно в скважине А надо увеличивать и далее глубину ввода рабочего агента. Однако к этому моменту ресурс рабочега агента иссяк. В таком случае рабочий агент для подачи в скважину с наибольшим текущим приращением оптимального дебита может быть получен за счет уменьщения глубины ввода его в скважину с наименьшим текущим приращением оптимального дебита. Этот процесс перераспределения газа может повторяться многократно до тех пор, пока не обнаружится, что оно более не приводит к увеличению суммарной добычи нефти по группе скважин. Практическое осуществление предлагаемого способа БЫТЬ легко достигнуто, если подъемные трубы газлифтных скважин предварительно оснастить пусковыми клапанами, располагаемыми на определенном расстоянии друг от- друга в зонах возможных изменений глубины ввода рабочего агента. Формула изобретения Способ эксплуатации системы газлифтных скважин путем ввода в них на определенной глубине рабочего агента изменения -его расхода и определения режима оптимального дебита, отличающийся тем, что, с целью оптимизации процесса эксплуатации скважин бескомпрессорным газлифтом, увеличивают глубину ввода рабочего агента на одинаковую глубину во всех скважинах и определяют режим оптимального дебита для новой глубины ввода рабочего агента, после чего определяют приращение оптимального дебита каждой газлифтной скважины и в скважине с наибольшим приращением оптимального дебита увеличивают глубину ввода рабочего агента, а в скважине с наи-. меньшим приращением уменьщают глубину ввода. Источники информации, принятые во внимание при экспертизе 1.Сименес У. С. Оптимизация работы непрерывно действующих газлифтных скважин. Инженер-нефтяник. 1972, № 10, с. 142, вариант А. 2.Авторское свидетельство СССР № 576392, кл. Е 21 В 43/00, 1977.