Способ эксплуатации системы газлифтных скважин

 

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

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛ И СТИЧ Е СКИХ

РЕСПУБЛИК (sl)s Е 21 В 43/00

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К ПАТЕНТУ (21) 4930153/03 (22) 22.04,91 (46) 30,10,92:Бюл. М 40 (71) Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт (72) А.Х.Мирзаджанзаде, А.X,Øàõâåðäèåâ, Ф.X.Ãàëååâ, В.А,Гуменюк, P.Ã.Èñìàãèëîâ, В.М,Петров и Т.С.Назиров (56) Шахвердиев А,Х. и др, Опыт внедрения системного подхода к газлифтной эксплуатации, СНТ ВНИИ, вып. 113, M., 1990, с. 64-70 (54) СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМЫ

ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН (57) 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

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 гаэлифтных скважин не всегда сочетается с принципами и целями системй разработки нефтяной залежи.

Известно, что в процессе разработки нефтяной залежи в пластовой системе про„„Я „„1773273 А3 составляют таблицу. Для временного промежутка Л t составляется система уравнений модели Лотки-Вольтерра для определения постоянных коэффициентов

Ki, К2, Кз и К4, Определяют период колебаний пластовой системы из выражения T=2m V y) яа . Затем состааляют корреляционную матрицу, по которой формируются группы взаимодействующих скважин, Для каждой группы строят зависимости расхода газа от дебита жидкости и определяют оптимальный режим их работы. Затем находят соотношение роста темпа отбора нефти и воды (DH и D ) для пласта и (d>< и do) для скважины. На полупериодах 1/2 Т и 1/2 Т проводят различные мероприятия в зависимости от условий и в соответствии с этим либо увеличивают подачу газа в скважины, либо уменьшают, 6 ил, исходит смена гидродинамическаго 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 в прототипе, Таким образом, недосгатки, присущие прототипу, не обеспечивают в полной мере увеличение нефтеотдачи пласта и приводят к неравномерной выработке пласта, преждевременной обводненности продукции скважин, черезмерному перерасходованию компримированного газа.

Целью изобретения является повышение эффективности способа за счет увеличения нефтеотдачи пластов и темпа разработки при одновременной экономии расхода компримированнога газа .

Поставленная цель достигается тем, что в способе эксплуатации системы газлифт1773273 с

1 ных скважин, вкл>очающем замеры дебитов нефти и воды, расхода газа, определейие роста темпов отбора нефти и воды, распределение скважин по группам из числа взаимодействующих и установление унифицированных технологических режимов работы скважин, предварительно осуществляют замеры накопленной добычи нефти и воды и обводненности за наблюдаемый период, устанавливаюг период колебаний пластовой системы (Т), затем на первом полупериоде (Т1/2 ) ограниченного роста темпа отбора нефти (D»>0) и неогра ийченного роста темпа отбора воды (Ов<0) производят остановку добывающих газлифтных сква>кин при условии, что обводненность ф) больше критической обводненности ф<), а рост темпов отбора воды из скважины меньше нуля (с4<0), затем ограничение отбора жидкости по сква>кицам при условии, что обводненность меньше критической обводненности Р<Р<, рост темпов отбора воды меньше нуля (ds<0). а рост темпа отбора нефти больше нуля (с4>О), после чего осуществляют отбор жид- кости по скважинам, где обводненность меньше критической обводненности ф <

<Д), рост темпа отбора воды больше нуля (ds>0), а рост темпа отбора нефти меньше нуля (d»<0), причем для ка>кдой группы взаимодействующих скважин перераспределяЮт газ и устанавливают унифицированный технологический режим работы скважин, при этом на втором полупериоде (Т 112) неограниченного роста темпа отбора нефти (Он<0) и ограниченного роста темпа отбора вОДы (Ds>0) пРоизвоДЯт запУск в РаботУ остановленных газлифтных скважин в соот ветствии с групповой характеристикой, отбОр жидкости по скважинам, где рост тем:. па отбора воды больше нуля (с4>0), а рост темпа отбора нефти меньше нуля (d»<0), и устанавливают унифицированный режим работы по этим группам скважин, причем период колебаний пластовой системы Т определяют согласно выражению т-2Я Гк, . кз где К1, К2, Кд и К4 — постоянные козффици енты, определяемые согласно выражениям

ОО»/ос=-К1Он К2 Он Ов с1Ов/ш=-кз Qs+K4 Он Ов, где Он и Ов — текущие отборы нефти и воды из залежи; t — время, при этом рост темпа отбора нефти и воды по пласту 0», Ов и по отдельным скважинам с4, ds ОПРЕДЕЛЯ1От ИЗ ВЫРажЕНИЯ

dQ dt=aQi2+ >О +с, где 0 — накопленная добыча нефти и воды соответственно по пласту и по каждой скважине, а, b, с — постоянные коэффициенты an-

5 проксимации.

На фиг. 1 и 2 показана динамика добычи нефти и воды по месяцам; на фиг. 3 и 4— спрямленные в координатах Х1-У1 и X2 — Y2 зависимости системы вода-нефть в противо10 фазе: на фиг, 5 — фазовая диаграмма системы вода-нефть; на фиг. 6 — зависимость дебита жидкости от расхода газа для группы взаимодействующих газлифтных скважин (групповая характеристика).

15 Способ осуществляется следующим образ ом.

1. На выбранном участке пласта или блоке пласта табулируются необходимые замеры дебитов жидкости, нефти, воды, об20 водненности, расхода компримированного газа, накопленной добычи нефти и воды за наблюдаемый период и с начала разработки, Наблюдаемый период выбирается произвольно и может составлять один год.

25 2. На основе табулированных исходных данных строятся графики динамики отборов нефти и воды по периодам времени, наприМЕр, ПО МЕСяцаМ Он=-Q»(t) И Ов=Ов(1).

3. По этим графикам определяют проме30 жуток времени, показыва1ощий работу системы вода-нефть в противофазе.

4. Для временногоотрезка At составляется система уравнения модели ЛоткиВольтерра;

35 дО»/dt=K1 Он К2 Он Qs с1Ов/Й="КЗ Ов+К4 Он Qs где Q» и Qs — текущие отборы нефти и воды, К1, К2, Кз и К4- постоянные коэффици-: енты, t — время.

40 5. Система (1) приводится к виду

У1=К1-К2 Х1

Y2=-Кз+К4 Х2 «Г (2)

Он

In

45 . "1 ХГх=, Qs

In

Y2 — У"У—

50 М вЂ” X {Q -Q +1)

Х„2 l =1

tX1

Л И-1

At y {Q i Q i+1)

55 2 1=1

1Х1 где At — шаг, принятый в расчете, 1 — число точек.

1773273

Строятся графики линий по системе (2).

Отрезок h ti подбирается таким образом, чтобы тангенсы углов наклона функций системы (2) к положительному направлению . оси абсцисс имели противоположные знаки, 6. Из системы (2) определяются постоянные коэффициенты К1, К2, Кз, К1методом наименьших квадратов.

7. Период колебаний пластовой системы определяется формулой

Т=2зг К. Кз (3)

8. Составляется корреляционная матрица на основе исходных данных за наблюдаемый период. Элементы корреляционной матрицы представляют парные коэффициенты корреляции между скважинами по дебитам жидкости (нефти, воды). По корреляционной матрице формируются группы взаимодействующих скважин, При коэффициенте корреляции R больше критического коэффициента корреляции RKp скважины считаются взаимодействующими.

9. Для каждой группы взаимодействующих газлифтных скважин строятся зависимости расхода газа от дебита жидкости, По этим кривым находится оптимальный режим работы скважин.

10. По данному пласту (или участку пласта) определяется соотношение роста темпа отбора нефти и воды (D> и Ов). Это позволяет определить условие воздействия на пластовую систему регулированием режимов работы скважин. Для этого по данному пласту определяются дискриминанты уравнения роста темпа отбора нефти и воды б0 /dt=aQ +ЬО+с (4) где QI — соответственно накопленная добыча нефти и воды; а,Ь,с —;t—

„„,, а-,;т-;; —;

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

11, То же самое осуществляется по отдельным скважинам, Для каждой скважины из уравнения (4) определяются d<, d>, т.е. находят те скважины, в которых ограниченный рост темпа отбора нефти сочетается с неограниченным ростом темпа отбора воды, и наоборот. Это позволяет принять решение по остановке, ограничению или форсированию отбора жидкости по отдельным скважинам.

12. Затем на первом полупериоде Ти2 =

=тг V/Ê . К Ограниченного ростатемпаотбора нефти О >0 и неограниченного роста

10 соответствии с групповыми характеристическими кривыми, по которым устанавливаются оптимальные рабочие режимы.

13. На втором полупериоде Ttyz =20 -тт V/, . еа неограниченного роста темпа отбора нефти Он<0 и ограниченного роста темпа отбора воды О >0 по пласту, производят а) запуск остановленных газлифтных

55 темпа отбора воды О<0 по пласту производят а) остановку добывающих газлифтных скважин при условии, что обводненность ф) больше критической обводненности (/3), э дискриминанты по отбору воды из скважины (ds<0) меньше нуля; б) ограничение отбора жидкости по скважинам при ф <Д, d><0, а дискриминанта роста темпа отбора нефти (dH>0) больше нуля; в) форсирование отбора жидкости по тем скважинам, где,В < f3 . бв>0, бай<0, при этом для каждой группы взаимодействующих скважин перераспределяют газ в скважин в соответствии с рабочими режимами по групповой характеристике, б) форсирование отбора жидкости по всем скважинам, где d>>0, d<<0, при этом устанавливают унифицированные режимы работы по групповым характеристикам, 14, Унифицированный режим определя.ется с помощью касательной к групповой характеристике в точке касания, Для каждой скважины данной группы устанавливается режим по определенной касательной путем изменения подачи газа в газлифтную скважину. Для скважин, работающих с большим расходом газа в рамках условий и. 12 а, б, подача газа сокращается до уровня унифицированного режима, а для скважин с малым расходом компримированного газа в рамках условий и, 12 в. и, 13 а, б предусматривается увеличение расхода газа до унифицированного режима, выбранного длл данной группы взаимодействующих скважин, После установления необходимых режимов в рамках полупериодов производят регулярные замеры дебитов жидкости, нефти, воды и расхода газа.

При завершении полного цикла перио- да все замеры, представленные в и. 1, обновляются и дополняютсл, спогоб установления режимов работы длл 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, 1773273 средняя обводненность 80-85%. Дебит скважин 120 — 2000 м /сут, 1, На выбранном IV блоке пласта АВ4-в

Самотлорского месторождения по скважинам табулируютсл замеры дебита жидкости, нефти, воды, обводненности, расхода газа, накопленная добыча нефти и воды за наблюдаемый период и с начала разработки, 2. На основе исходной информации строятсл графики динамики отборов нефти и воды за наблюдаемый период. На фиг, 1 и фиг. 2 представлена динамика отбора нефти и воды за 12 месяцев для 38 газлифтных скважин И блока пласта АВ4-5, 3, По графикам фиг. 1 и фиг. 2 определяется промежуток времени Ать

По расчетам на 3BM Л т-"— 9 мес. .4. Длл каждого временного отрезка Лtl составляетсл уравнение модели ЛоткиВопьтерра {1) ипи (2). Расчеты проводятся по специальной программе на ЭВМ. Результаты расчетов представлены на фиг, 3-5.

K1= 1, 0 6 5, K2= О, 00 0 6 1 95, Кз=0,4323, K4=0,00036, Период колебаний пластовой системы Т=9,26 мес. На фиг. 3 и фиг, 4 пока- зано; что система вода-нефть работает в противофазе, так как тангенсы углов наклона функций системы (2), представленные на фиг. 3 и фиг, 4, к положительному направлению оси абсцисс имеют противоположные знаки, о чем свидетельствует и фазовый портрет полного цикла автокопебаний пластовой системы, представпенйый на фиг. 5.

5. Рассчить вается корреляционная матрица на основе исходных по формуле Спири мена R=1 — б >,(ЧгМ/;) /(n — n) по

i = I специальной программе на ЭВМ. При R>Rgp скважины считаются взаимодействующими.

При этом R

Ркр =

= - — — >-6 —, „(y (1 — а ) — 3 ) =

=О.5. где ф- обратная функция нормального рас- . пределения, 0: — уровень значимости, ив число замеров. На фиг, 6 показана групповая хЪрактеристика взаимодействующих сква>кин. По касательным, проведенным к

- характеристикам, ойределяются унифицированные режимы работы скважин.

7, По данному блоку определяются дискриминанты роста темпа отбора нефти и воды (Dti и Dg) по участку по специальной программе на ЭВМ. Получено Он>О, D><0;

8. Аналогичным образом определяются дискриминанты по отбору нефти и воды (d и d>) по каждой скважине, 9. Затем на первом полупериоде

T>/z =4,5 мес, ограниченного роста темпа отбора нефти 0,>0 и неограниченного роста темпа отбора воды, согласно и, 12 а-в осуществляют следующие мероприятия:

9.1, Согласно условию (а) необходимо остановить скважины на 4,5 мес. Экономия газа составит ЛЧ = 23 млн, нмз, 9.2, Согласно условию (б) необходимо

10 ограничить отбор жидкости до уровня, показанного на групповых характеристиках (стрелками). Ограничение осуществляется по указанным скважинам на 4,5 мес.

При этом экономия газа за 4,5 мес со15 ставляет ЛЧЕЬ=22 млн, нм .

9.3. Форсирование сква>кин необходимо производить по скважинам, указанным стрелками anðàaî (фиг. 6).

По этим скважинам подачу газа необхо20 димо увеличить на 56 тыс. нм /сут.

Изменение подачи газа по каждой скважине указано на фиг. б, Унифицированные режимы на скважинах устанавливаются на попупериод Т1п =4,5 мес, 1

25 10, После 4,5 мес.по данной группе скважин осуществляютал следующие мероприятия.

10,1, Все остановленные скважины запускаются в работу с режимами, установ30 ленными групповыми характеристиками, 10.2. Форсирование отбора жидкости по скважинам осуществляется в соответствии с условиями (б).

По завершении полного цикла все заме35 ры исходных данных дополняются новыми, способ установления унифицированного режима работы рассчитываетсл заново по способу и при необходимости вносятся коррективы.

40 Предлагаемый способ эксплуатации системы газлифтных скважин позволяет значительно снизить расход газа за счет остановок нерентабельных газлифтных скважин, а также за счет оптимального пе45 рераспределенил газа в попупериоды, В отличие от прототипа в способе предлагается определение полупериода и установление благоприятного условия для регулирования режимов работы скважин. На 38 газлифтных

50 сква>кинах дополнительная добыча нефти

Q,==50 тыс. т, экономия газа юг=45 млн.нм .

Формула изобретения

Способ эксплуатации системы газпифт. ных скважин, включающий замеры дебитов

55 нефти и воды, расхода газа, определение роста темпов отбора нефти и воды, распределение скважин по группам из числа взаимодействующих и установление .унифицированных технологических режи1773273

5000

4500

З500 н 2500

2КО

I500

ПЮО

500

2 3 4 5 . 6 7 8 9 ЕО ЕЕ Е2

Т, иес.

Фиг. I мов работы скважин, о т и и ч а ю щи и с я тем, что, с целью повышения эффективности способа эа счет увеличения нефтеотдачи пластов и темпа разработки при одновре- менной экономии расхода компримирован- Б ного газа, предварительно осуществляют замеры накопленной добычи нефти и воды и обводненности за наблюдаемый период, устанавливают период колебаний пластовой системы, затем на первом полупериоде 10 ограниченного роста темпа отбора нефти и неограниченного роста темпа отбора воды производят остановку добывающих газлифтных скважин при условии, что обводненность больше критической обводненйости, 15 а рост темпов отбора воды из скважины меньше нуля, затем ограничейие отбора жидкости по скважинам при условии, что обводненность меньше критической обводненности, рост темпов отбора воды меньше 20 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- 25 па отбора нефти меньше нуля. причем для каждой группы взаимодействующих сква-жин перераспределяют газ и устанавливают унифицированный технологический режим работы скважин, при этом на втором пол- 30 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 уйифицированный режим работы по этим группам скважин, причем период колебаний пластовой системы Т определяют согласно выражейию

Т= 2ж V y< ° з где К1, К2, Кз и К4 — постоянные коэффициенты, определяемые согласно выражениям

d0e/г11=К10н К2 0н 0в, д0е/dt=-КЗ 0в+К4 0 н 0в, где 0> и Ое — текущие отборы нефти и воды из залежи, t — время, .при этом росттемпа отбора нефти и воды по пласту 0, Г4 и по отдельным скважинам d,, d> определяют из выражения

60 dt=aG +bQ +c,,2 где Q — накопленная добыча нефти и воды: соответственно по пласту и по каждой скважине, а, Ь и с — постоянные коэффициенты аппроксимации.

3773273

150000 .4 5 . 6 7 8 9

Т,нес .Фиг. 2

У -0,2

- -0,4

210000

23000

О,4

0,2

Хд о

2 З

-O,X

Н00- ПОО I2 иооо х

em.3

1773273

26000

20000

2SOO

Не рюь, 0, т/с

I500

I000 бО ) 3

Редактор

Заказ 3653 Тираж . Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская на6„4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г Ужгород, ул.Гагарина, 101

Ьаа

24000

I0O00

Составитель А. Симецкая

Техред М.Моргентал Корректор Т. Палий