Таблица Режимы Обводнен- ность, % Vг, нм3/сут Qж, м3/сут Ру, МПа Р*у, МПа Рг, МПа Ргм, МПа.


(21) 4401121/24-03
(22) 31.03.88
(46) 23.06.90. Бюл. № 23
(71) Научно-исследовательский проектный институт "НижневартовскНИПИнефть"
(72) Р.Х.Мусаверов, М.З.Шарифов и Р.К.Исангулова
(53) 622.276.52 (088.8)
(56) Зайцев Ю.В., Максутов Р.А., Губанов O.B. и др. Справочное пособие по газлифтному способу эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1984, с. 185-189.
Авторское свидетельство СССР № 1190004, кл. Е 21 В 43/00, 1985.

(54) СПОСОБ УПРАВЛЕНИЯ РАБОТОЙ ГАЗЛИФТНОЙ СКВАЖИНЫ
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Цель изобретения - повышение точности выбора эффективного режима работы скважины, оборудованной газлифтными клапанами. Измеряют дебит жидкости, расход закачиваемого газа, устьевые давления газожидкостного потока и закачиваемого газа не менее, чем на трех установившихся режимах работы скважины. Причем устьевые давления и расход закачиваемого газа замеряют при подаче продукции скважины в общий коллектор. Определяют зоны взаимовлияния газлифтных клапанов и зависимость дебита жидкости от расхода закачиваемого газа и по ней устанавливают эффективный режим работы скважины. 3 табл., 5 ил.


Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к добыче нефти газлифтным способом, и может быть использовано при регулировании и выборе эффективных режимов эксплуатации газлифтных скважин.
Цель изобретения - повышение точности управления работой газлифтной скважины, оборудованной газлифтными клапанами.
На фигуре (13 REF _Ref31518685 \h \* MERGEFORMAT 14Фигура 115) представлена зависимость устьевого давления от расхода закачиваемого газа; 13 REF _Ref31518694 \h \* MERGEFORMAT 14Фигура 215 - построение и корректировка характеристической кривой скважины при инжекции газа через первый клапан с учетом ограничения давления газа и взаимодействия с нижележащим клапаном; 13 REF _Ref31518701 \h \* MERGEFORMAT 14Фигура 315- то же, при инжекции газа через второй клапан с учетом ограничения давления газа и взаимодействия с вышележащим клапаном; 13 REF _Ref31518709 \h \* MERGEFORMAT 14Фигура 415-характеристическая кривая газлифтной скважины; 13 REF _Ref31518722 \h \* MERGEFORMAT 14Фигура 515- зависимость показателя эффективности используемого газа от расхода газа. При реализации способа выполняются операции по четырем этапам.
На первом этапе производятся промысловые исследования газлифтной скважины. В ходе исследований не менее, чем на трех установившихся режимах работы скважины замеряются дебит жидкости (Qж), расход закачиваемого газа (Vr), устьевое давление ГЖП в период замера Ож(Ру), устьевое давление газожидкостного потока (ГЖП) при работе скважины через общий коллектор (Р*у), рабочее давление закачиваемого газа в период замера Qж(Рг) и давление газа на входе в газоманифольд (Ргм). Замер Qж, Ру, Рг осуществляется только в случае отсутствия достоверных данных по коэффициенту продуктивности (Кпр) или пластовому давлению (Рпл).
На втором этапе по результатам исследований определяется зависимость Р*у= f(Vr) (13 REF _Ref31518685 \h \* MERGEFORMAT 14Фигура 115) и рассчитываются Кпр и Рпл (если эти параметры отсутствуют) в следующей последовательности: для каждого замеренного режима, используя уравнение движения ГЖС в газлифтном подъемнике, определяются давления в ГЖП на уровне газлифтных клапанов (Рnj, где j - порядковый номер газлифтного клапана); используя уравнения движения газа в трубах, определяются давления в газовом потоке на уровне газлифтных клапанов (Ргj); по найденным Рnj, Ргj и заданным характеристикам газлифтных клапанов проводится анализ работы газлифтной скважины, в ходе которого определяется точка или точки инжекции газа и рассчитывается, используя уравнения движения газожидкостной смеси (ГЖС) на интервале, точка «вода газа - забой скважины, значение забойного давления (Pp); используя уравнение притока жидкости в скважину, (при заданных Qжi, Pзi, где i - номер режима), вычисляется Kпp и Рпл:
13 EMBED Equation.3 1415
где П - количество замеренных режимов ;
(Qжi - изменение дебита жидкости при смене режимов, м3/сут,
(Рpi, - изменение забойного давления, соответствующее Qжi, МПа.
На третьем этапе рассчитывается характеристическая кривая скважины с учетом зависимости P*y f(Vг) и взаимодействия газлифтных клапанов (13 REF _Ref31518694 \h \* MERGEFORMAT 14Фигура 215, 13 REF _Ref31518701 \h \* MERGEFORMAT 14Фигура 315, 13 REF _Ref31518709 \h \* MERGEFORMAT 14Фигура 415). Расчет ведется в следующей последовательности. Из условия рациональной разработки пласта задается минимальное допустимое забойное давление в скважине (Рминз). Определяются максимальные возможные забойные давления при одноточечной инжекции газа через каждый клапан (Рмаксзj): находятся давления газа на уровне клапанов Ргj, (башмак труб не рассматривается как рабочая точка ввода газа) при Рг = Ргм (расчет ведется по известной барометрической формуле); используя уравнение притока жидкости в скважину и уравнения движения ГЖС на участке: забой скважины j-я точка инжекции, определяются Рмаксзj в диапазоне Рминз (Рз( Рпл (Рмаксзj соответствуют Рз, при которых давления в потоке ГЖС на глубине установки j-ro клапана - Рпj равны Рмаксгj); если для j-й точки инжекции в указанном диапазоне решение отсутствует, то Pмаксзj принимается равным РПА. Для каждой точки инжекции строится характеристическая кривая работы скважины (без учета взаимодействия клапанов и ограничения по давлению газа): в диапазоне Рминз (Рз( Рмаксзj последовательно с шагом (Ру задаются забойные давления (Pзj)i = Pмаксзj - (Pз(i-1), где i-порядковый номер забойного давления, и по уравнению притока жидкости в скважину определяются соответствующие Qжi для заданных режимов рассчитываются распределения давлений на интервале: забой скважины - j-я точка инжекции находятся (Pnj) i, используя уравнение движения ПКС на интервале: j-я точка инжекции - устье скважины и зависимость Р*y = f (Vг) , определяются для каждого i-го режима (Vrj) i и находятся максимальные дёбиты жидкости (Qмаксжj), минимальные давления в ГЖП на уровне j-x станций инжекции (Рминпj) и минимальные возможные забойные давления, достигаемые при работе через i-e точки инжекции (Рминзj) по результатам расчетов в диапазоне Рминзj (Рз(Рмаксзj, строятся зависимости Р пj =f(Pз), Рn j-1 = f(Рз) количество точек инжекции (включая башмак, если нет пакера); две последние зависимости характеризуют работу скважины при одноточечном вводе газа через j-ю точку, инжекции (без учета ограничения по давлению газа).
Полученные характеристические кривые работы газлифтной скважины корректируются с учетом ограничения по давлению закачиваемого газа: используя уравнения, описывающие работу клапана, зависимости Vгj= f(Pз) и известные параметры клапанов, находятся для каждой точки инжекции зависимости Ргj = f(Pз); определяются области забойных давлений, при которых Ргj(Рмаксгj и корректируются для этих областей Рминзj и Ргj. Зависимости Qжj=f(Рз) и Vгj=f(Рз) в области Рминзj(Рз( Рмаксзj определяют скорректированные характеристические кривые при одноточечном вводе газа через j-ю точку инжекции с учетом ограничения по давлению закачиваемого газа.
Определяется характеристическая кривая работы газлифтной скважины с учетом взаимодействия нижележащих точек инжекции с вышележащими клапанами (для первого клапана характеристическая кривая остается неизменной): используя уравнения движения газа и зависимость Ргj = f(Pз), определяются для каждого клапана Ргj-i = f(Pз),..., Рг1 = f(Pз), используя полученные зависимости и характеристики вышележащих клапанов, находятся для каждой точки инжекции в области Рминзj(Рз( Рмаксзj зависимости Р0j-1 = f(Рз),..., P01 = f(Рз) (где Р0j-1,Р, , Р01 - давления открытия вышележащих клапанов); используя найденные зависимости и зависимости Рпj-1 =f(Pз),,Рnj = f(Рз) для каждой точки инжекции, определяется область Рз, для которой выполняются неравенства Рпj-1( P0j-1, , Рn1 (P01; для найденной области определяются Рминзj и Рмаксзj ; зависимости Ожj и Vгj от Рз в скорректированных областях определяют характеристическую кривую скважины с учетом ограничения по давлению газа и взаимодействия нижележащих клапанов с вышележащими. Определяется характеристическая кривая работы газлифтной скважины с учетом взаимодействия клапанов. Для этого полученная выше характеристическая кривая корректируется с учетом взаимодействия j-x точек инжекции с нижележащими точками инжекции (для последнего клапана корректируется лишь при отсутствии пакера, в этом случае нижележащей точкой инжекции является "башмак" труб); используя зависимость Р гj = f (Рз) и уравнения движения газа, определяются для каждой точки инжекции в области Рминзj(Рз( Рмаксзj зависимость Ргj+1= f(Pз), используя полученные зависимости и зависимости Рпj+1 = f(Pз) для каждой точки инжекции определяется область, для которой Рпj+1( Ргj+1, находятся для этих областей скорректированные значения Рминзj(Рз( Рмаксзj: зависимости Qж и Vгj от Рз в найденных областях определяют характеристическую кривую газлифтной скважины с учетом взаимодействия клапанов (если для j-й точки инжекции Pnj+i ( Pгj+1 во всей области Рминзj(Рз( Рмаксзj, то продавка до j+1 клапана при заданных режимах невозможна для этих клапанов проверяется возможность продавки при более высоких расходах газа, т.е. все расчеты для j-й точки инжекции повторяются для расходов газа выше, чем расход газа, соответствующий Pминпj. Если продавка на нижележащий клапан невозможна и в этом случае, то характеристические кривые при работе с нижележащих, клапанов исключаются; если продавка осуществляется при повышенных расходах газа, то для j-й точки инжекции достраивается характеристическая кривая в области повышенных расходов газа.
Определяется рабочая область характеристической кривой с учетом требований, предъявляемых к выбору оптимального режима. Например, если ставится условие возможности автоматического перезапуска скважины, то: определяются Vмингj, Vмаксгj; значения Vмаксгj сравниваются с Vмингj+1, а Vмингj с Vмаксгj-1 и корректируются граничные значения расхода газа при работе через j-ю точку инжекции: если Vмингj+1 < Vмаксг , то Vмингj+1= Vмаксгj , если VмингjНа четвертом этапе на основе полученной зависимости Qж= f(Vr) определяется режим работы скважины (13 REF _Ref31518722 \h \* MERGEFORMAT 14Фигура 515), соответствующий заданному (найденному при оптимизации распределения газа по газлифтному комплексу) значению параметра эффективности использования газа Е0 = 13EMBED Equation.31415, где Qн - дебит нефти. Если Е0 обеспечивается на нескольких режимах, то из них устанавливается расход газа, соответствующий максимальному дебиту нефти. Реализация предлагаемого способа осуществлена для исходных данных, приведенных в таблице (13 REF _Ref31521725 \h \* MERGEFORMAT 14Таблица 115).
Расчет осуществлен по четырем этапам.
На первом этапе проведены промысловые исследования скважины. В ходе исследования замерены рабочие параметры на трех установившихся режимах. Результаты промыслового исследования газлифтной скважины приведены в таблице (13 REF _Ref31521736 \h \* MERGEFORMAT 14Таблица 215).
На втором этапе по результатам исследования построена зависимость P*у от Vr (13 REF _Ref31518685 \h \* MERGEFORMAT 14Фигура 115) и рассчитаны Кпр и Рпл . Результаты расчета коэффициента продуктивности и пластового давления газлифтной скважины приведены в таблице (13 REF _Ref31521749 \h \* MERGEFORMAT 14Таблица 315).
На третьем этапе построена характеристическая кривая скважины с учетом зависимости Р*у= f (Vr) и взаимодействия клапанов (13 REF _Ref31518694 \h \* MERGEFORMAT 14Фигура 215, А).
На четвертом этапе на основе полученной зависимости Qж= f(Vr) определен режим работы скважины, соответствующий заданному значению параметра эффективности использования газа 13EMBED Equation.31415(13 REF _Ref31518722 \h \* MERGEFORMAT 14Фигура 515).

Формула изобретения

Способ управления работой газлифтной скважины, включающий измерение дебита жидкости, расхода закачиваемого газа, устьевых давлений газожидкостного потока и закачиваемого газа не менее, чем на трех установившихся режимах работы скважины с подачей продукции в коллектор, определение зависимости дебита жидкости от расхода закачиваемого газа, по которой управляют работой газлифтной скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения точности управления работой газлифтной скважины, оборудованной газлифтными клапанами, устьевые давления и расход закачиваемого газа замеряют при подаче продукции скважины в общий коллектор, определяют зоны взаимовлияния газлифтных клапанов, с учетом которых определяют зависимость дебита жидкости от расхода закачиваемого газа.
Таблица 13 SEQ Таблица \* ARABIC 14115
Глубина скважины,
Внутренний диаметр экс. колонны
Внутренний диаметр НКТ
Способ подачи газа
Глубина расположения клапана
Тип кла- пана
Диаметр седл клапана
Давление открытого клапана на стенде,

Нскв, м
D, м
d, м

Нклj,м

Dс клj, м
Р оклj, МПа

1736
0,0152
0,0076
В эатрубье
1215
ВК-1
0,0079
12,093





1526
ВК-1
0,0095
12,585


Таблица 13 SEQ Таблица \* ARABIC 14215
Режимы
Обводнен- ность, %

Vг,
нм3/сут
Qж,
м3/сут
Ру,
МПа
Р*у,
МПа
Рг,
МПа
Ргм, МПа


11500
380
1,0
0,95
9,5
10,0
90

20000
500
1,15
1,05
9,3



40000
585
1,455
1,2
9,0



Таблица 13 SEQ Таблица \* ARABIC 14315
Режимы
Глубина газлифтного клапана, Нкл j, м
Рn j, МПа
Рr j, МПа
Vr j, нм3/сут
Точка инжекции газа
Рз, МПа
Кпр, м3/сут*МПа
Рпл, МПа

11500
380
9,5
1,0
1215 (j=1)
8.52
10.6
1100
Первый клапан
13,72







1526 (j=2)
10.90
10.8
0 (Рг2<Рп2)





20000
500
9,3
1,15
1215 (j=1)
8,15
10,3
0 (клапан закрыт)
Второй клапан
12,60
108,78
17,207





1526 (j=2)
10,58
10,62






40000
583
9,0
1,355
1215 (j=1)
7,78
9,9
0 (клапан закрыт)









1526 (j=2)
9,87
10,2
38350
Второй клапан
11,85







Фигура 13 SEQ Фигура \* ARABIC 14115

Фигура 13 SEQ Фигура \* ARABIC 14215

Фигура 13 SEQ Фигура \* ARABIC 14315

Фигура 13 SEQ Фигура \* ARABIC 14415

Фигура 13 SEQ Фигура \* ARABIC 14515

Root Entry

Приложенные файлы

  • doc 43252731
    Размер файла: 161 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий