RU2017942C1 - Method for operation of gas-lift well system - Google Patents

Method for operation of gas-lift well system Download PDF

Info

Publication number
RU2017942C1
RU2017942C1 SU4913843A RU2017942C1 RU 2017942 C1 RU2017942 C1 RU 2017942C1 SU 4913843 A SU4913843 A SU 4913843A RU 2017942 C1 RU2017942 C1 RU 2017942C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
reservoir
gas
wells
well
pressure
Prior art date
Application number
Other languages
Russian (ru)
Inventor
В.А. Леонов
А.А. Вайгель
Ф.А. Шарифуллин
К.Л. Матвеев
В.А. Гуменюк
Original Assignee
Леонов Василий Александрович
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Леонов Василий Александрович filed Critical Леонов Василий Александрович
Priority to SU4913843 priority Critical patent/RU2017942C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2017942C1 publication Critical patent/RU2017942C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas producing industry. SUBSTANCE: method consists in registering actual values of formation pressure in zone of oil withdrawal of producing well, and, if they differ from preliminarily preset optimal values, gas flow rate is redistributed from well with lower values of ratio between actual formation pressure in withdrawal zone and preset optimal pressure to wells with larger values of these ratios. In this case, variation of gas flow rate is corrected in compliance with dynamics of formation pressure variation, values and rate of variation of content of hydrocarbons in products until formation pressure is stabilized at levels nearest to preliminarily preset optimal values. EFFECT: higher efficiency of operation of producing formation-producing wells system due to possibility of optimization of formation pressure in withdrawal zone of producing formation by changing technological conditions of gas-lift wells producing formation fluids. 4 cl, 2 dwg, 4 tbl

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к эксплуатации газлифтных скважин, имеющих общий эксплуатационный объект - продуктивный пласт. The invention relates to the oil industry, in particular, to the operation of gas lift wells having a common operational object - a reservoir.

Известен способ эксплуатации системы газлифтных скважин, при котором расход газа для газлифтных скважин определяется на основе зависимостей дебита от расхода газа с использованием метода множителей Лагранжа [1]. A known method of operating a system of gas lift wells, in which the gas flow rate for gas lift wells is determined based on the dependence of flow rate on gas flow using the method of Lagrange multipliers [1].

Прототипом предлагаемого технического решения является способ эксплуатации системы газлифтных скважин, по которому значение расходов на каждой скважине находится в зависимости от их значений

Figure 00000001
- (отношения изменения дебита ΔQ при изменении расхода газа ΔV к величине изменения расхода газа ΔV) и суммарного ресурса газа Vо.The prototype of the proposed technical solution is a method of operating a system of gas-lift wells, according to which the cost value for each well depends on their values
Figure 00000001
- (the ratio of the change in flow rate ΔQ with a change in gas flow ΔV to the value of the change in gas flow ΔV) and the total gas resource V about .

Недостатками прототипа являются:
- необходимость для каждого нового значения пластового давления делать повторные исследования газлифтных скважин (так как изменяются зависимости дебитов от расхода газа ) и рассчитывать новые оптимальные режимы для каждой газлифтной скважины;
- невозможность оперативного изменения пластового давления из-за отсутствия связи между параметрами работы скважин и пластовым давлением в зоне отбора;
- невозможность установить на газлифтных скважинах оптимальные технологические режимы, обеспечивающие баланс между добываемыми пластовыми флюидами и подаваемым в продуктивный пласт рабочим агентом и поддержания пластового давления в зоне отбора на оптимальном уровне;
- невозможность управления пластовым давлением;
- максимизация добычи на текущий момент времени, а не за длительный промежуток времени.The disadvantages of the prototype are:
- the need for each new value of reservoir pressure to do repeated studies of gas-lift wells (since the dependence of production rates on gas flow varies) and calculate new optimal modes for each gas-lift well;
- the impossibility of operational changes in reservoir pressure due to the lack of communication between the parameters of the wells and reservoir pressure in the selection zone;
- the inability to establish optimal technological regimes on gas-lift wells that ensure a balance between produced reservoir fluids and the working agent supplied to the reservoir and maintain reservoir pressure in the production zone at an optimal level;
- the inability to control reservoir pressure;
- maximization of production at the current time, and not for a long period of time.

Комплекс этих недостатков приводит не только к неэффективному использованию газа высокого давления при эксплуатации системы газлифтных скважин за достаточно длительный промежуток времени, но и может привести к нерациональному процессу разработки нефтегазового (нефтегазоконденсатного и газоконденсатного) эксплуатационного объекта. The complex of these shortcomings leads not only to the inefficient use of high pressure gas when operating a system of gas lift wells for a sufficiently long period of time, but can also lead to an irrational process of developing an oil and gas (oil and gas condensate and gas condensate) production facility.

Цель изобретения - повысить эффективность эксплуатации системы продуктивный пласт - добывающие скважины, за счет возможности оптимизации пластового давления в зонах отбора продуктивного пласта путем изменения технологических режимов газлифтных скважин, добывающих пластовые флюиды. The purpose of the invention is to increase the operational efficiency of the system of the reservoir - producing wells, due to the possibility of optimizing reservoir pressure in the zones of selection of the reservoir by changing the technological regimes of gas-lift wells producing reservoir fluids.

Положительный эффект от использования изобретения достигается за счет оперативного управления полем пластового давления, и как следствие увеличению суммарной добычи углеводородов с группы добывающих скважин, и (или) уменьшение удельного расхода газа. A positive effect from the use of the invention is achieved through the operational management of the reservoir pressure field, and as a result, an increase in the total hydrocarbon production from the group of production wells, and (or) a decrease in the specific gas flow rate.

Для достижения указанной цели предварительно известными методами (Кричлоу Генри Б. Современная разработка нефтяных месторождений. Проблемы моделирования. М. : Недра, 1979) на каждый момент времени определяются значения оптимальных уровней давления в зонах отбора каждой i-й скважины продуктивного пласта (Рio). Оптимальное поле пластовых давлений может задаваться на основе расчетов, имитирующих процесс фильтрации флюидов, с помощью модели пласта и(или) устанавливаться исходя из их практического опыта с учетом конкретной ситуации.To achieve this goal, previously known methods (Krichlow Henry B. Modern development of oil fields. Modeling problems. M.: Nedra, 1979) at each time point, the values of optimal pressure levels in the selection zones of each i-th well of the reservoir are determined (Р io ) . The optimal reservoir pressure field can be set on the basis of calculations simulating the process of fluid filtration, using the reservoir model and (or) be established based on their practical experience, taking into account the specific situation.

Затем в зонах отбора продуктивного пласта прежде всего на газлифтных скважинах на каждом последующем k-том этапе регистрируются (замеряются и(или) определяются) фактические забойные (Рiзk) и пластовые (Рiфk) давления и определяется динамика (темп) изменения пластового давления во времени

Figure 00000002
, если выполняется условие
Figure 00000003
=0, а Piф= Pio, (1) то система находится в оптимальном состоянии и при этом обеспечивается не только поддержание пластового давления в зонах отбора на заданном оптимальном уровне, но и выполняется баланс между добываемыми пластовыми флюидами и подаваемым в продуктивный пласт рабочим агентом.Then, in the zones of productive formation selection, first of all, in gas-lift wells, at each subsequent k-th stage, actual bottomhole (P izk ) and reservoir (P ifk ) pressures are recorded (measured and (or) determined) and the dynamics (rate) of changes in the reservoir pressure during time
Figure 00000002
if the condition is satisfied
Figure 00000003
= 0, and Pif = P io , (1) then the system is in optimal condition and at the same time not only is the reservoir pressure in the production zones maintained at the specified optimal level, but also a balance is maintained between the produced reservoir fluids and the working fluid supplied to the reservoir agent.

При изменении объема рабочего агента, нагнетаемого в систему, и неизменной добычи пластовых флюидов и наоборот при изменении объемов отбираемой жидкости с постоянной закачкой в силу закона сохранения массы в продуктивном пласте изменяется давление. When the volume of the working agent injected into the system changes, and the production of formation fluids is constant and vice versa, when the volumes of the withdrawn fluid with constant injection change, the pressure changes due to the law of conservation of mass in the reservoir.

Для предотвращения отклонения пластового давления в зоне отбора от заданного оптимального значения можно либо изменить объем закачиваемого в пласт рабочего агента, либо изменить значение отбираемой из пласта добываемой продукции. Последнюю процедуру можно сделать оперативно путем изменения расхода газа на газлифтных скважинах. Главной задачей при этом является определение оптимальных (прежде всего с точки зрения приведения пластового давления к заданному уровню) значений изменения расходов газа на газлифтных скважинах. To prevent deviation of reservoir pressure in the selection zone from a predetermined optimal value, you can either change the volume of the working agent injected into the reservoir, or change the value of produced products taken from the reservoir. The latter procedure can be done promptly by changing the gas flow rate in gas lift wells. The main task in this case is to determine the optimal (primarily from the point of view of bringing reservoir pressure to a given level) values of the change in gas flow rates in gas lift wells.

При уменьшении объема подаваемого в пласт рабочего агента по сравнению с добываемым из пласта объемом пластовых флюидов добывающими скважинами (отрицательный дисбаланс) выполняется следующее условие

Figure 00000004
< 0 (2)
При этом необходимо уменьшать расход газа на газлифтных скважинах эксплуатирующих данный участок продуктивного пласта.With a decrease in the volume of the working agent supplied to the reservoir compared to the volume of reservoir fluids extracted from the reservoir by producing wells (negative imbalance), the following condition is fulfilled
Figure 00000004
<0 (2)
In this case, it is necessary to reduce the gas flow in gas-lift wells operating this section of the reservoir.

И наоборот, при положительном дисбалансе выполняется условие

Figure 00000005
> 0 (3) и расход газа на скважинах данного блока нужно увеличивать.Conversely, with a positive imbalance, the condition
Figure 00000005
> 0 (3) and the gas flow rate at the wells of this block must be increased.

Для определения количественных значений изменения расхода газа по каждой i-й газлифтной скважине на каждом k-м этапе определяют отношение изменения дебита углеводородов (полезной составляющей пластовых флюидов), полученного при последнем изменении расхода газа к изменению расхода газа

Figure 00000006
.To determine the quantitative values of the change in gas flow rate for each i-th gas lift well at each k-th stage, the ratio of the change in hydrocarbon production rate (useful component of reservoir fluids) obtained at the last change in gas flow rate to the change in gas flow rate is determined
Figure 00000006
.

Затем определяют значение отношения фактического пластового давления в зоне отбора к заданному оптимальному давлению, т.е. определяется коэффициент Мрik, оптимизирующий работу продуктивного пласта в зоне отбора i-й скважины с точки зрения его рациональной разработки на к-м этапе оптимизации:
Mpiк=

Figure 00000007
Figure 00000008
, (4) где Рio - заданное оптимальное (нормальное) давление в зоне отбора продуктивного пласта, которую дренирует i-я газлифтная скважина (определяется расчетным путем известными методами или экспертно задается специалистами).Then determine the value of the ratio of the actual reservoir pressure in the selection zone to a given optimal pressure, i.e. the coefficient М pik is determined , which optimizes the work of the reservoir in the selection zone of the i-th well from the point of view of its rational development at the k-th stage of optimization:
M piк =
Figure 00000007
Figure 00000008
, (4) where Р io is the specified optimal (normal) pressure in the zone of selection of the reservoir, which is drained by the ith gas-lift well (determined by calculation using known methods or expertly set by experts).

Рiфk - фактическое давление на k-м этапе в зоне отбора продуктивного пласта i-й газлифтной скважины (делаются как прямые глубинные камеры, так и используются расчетно-экспериментальные методы;
lр - степенной показатель, определяющий необходимость управляющего воздействия на продуктивный пласт, т.е. необходимость перераспределения в нем поля давлений (в конкретном примере расчета lн = 1).P ifk is the actual pressure at the k-th stage in the selection zone of the productive formation of the i-th gas lift well (both direct deep chambers are made and calculation and experimental methods are used;
l p is a power indicator that determines the need for a control action on the reservoir, i.e. the need for redistribution of the pressure field in it (in a specific calculation example, l n = 1).

При эксплуатации продуктивных пластов в производственной практике часто наблюдается перегруженность отдельных участков продуктивных пластов, что приводит к значительным потерям энергии. When operating productive formations in production practice, congestion of individual sections of productive formations is often observed, which leads to significant energy losses.

С целью сокращения энергетических затрат в этих случаях следует прежде всего разгрузить вышеназванные участки пласта. В общем случае гидравлический уклон зависит от объемного расхода нефтяного, конденсатного, газового и водяного компонентов, вредными из которых являются почти всегда последний и иногда предпоследний. В этих случаях следует решить задачу максимизации пропускной способности системы нагнетательные скважины - пласт - добывающие скважины для полезных компонентов добываемых пластовых флюидов путем сокращения расхода попутной воды в добываемой продукции. Для реализации этой цели предлагается пересчитывать вышеназванные участки путем ввода в формулу определенного для каждой i-й газлифтной скважины коэффициента (Мwik), предупреждающего быстрый темп увеличения обводненности добываемой продукции при изменении режима

Figure 00000009
, (5) где Wik, Wi(k-1) - обводненность продукции соответственно на l-м и предыдущем (k-1)-м режиме;
lwi - показатель, учитывающий темп изменения обводенности
Figure 00000010
(в конкретном примере расчета lw =1). По каждой i-й газлифтной скважине определяют также Muik - коэффициент, учитывающий относительное отклонение полезной составляющей добываемых флюидов i-й скважины от среднего значения этой составляющей по системе скважин на k-м этапе.In order to reduce energy costs in these cases, it is first of all necessary to unload the above-mentioned sections of the reservoir. In general, the hydraulic slope depends on the volumetric flow rate of the oil, condensate, gas and water components, of which the last and sometimes the penultimate are almost always harmful. In these cases, it is necessary to solve the problem of maximizing the throughput of the system injection wells - reservoir - producing wells for the useful components of the produced reservoir fluids by reducing the flow of associated water in the produced products. To achieve this goal, it is proposed to recalculate the above sections by entering into the formula a coefficient (M wik ) defined for each i-th gas lift well, which warns the fast rate of increase in water cut of produced products when the regime changes
Figure 00000009
, (5) where W ik , W i (k-1) are the water cut of the products, respectively, at the l-th and previous (k-1) -th modes;
l wi - indicator taking into account the rate of change of water cut
Figure 00000010
(in a specific calculation example, l w = 1). For each i-th gas lift well, M uik is also determined - a coefficient that takes into account the relative deviation of the useful component of the produced fluids of the i-well from the average value of this component in the well system at the k-th stage.

Muiк=

Figure 00000011
, (6) где Uik, Uck - полезные составляющие добываемой продукции на k-м этапе соответственно для i-й скважины и средняя для рассматриваемой системы скважин;
lu - показатель, учитывающий затраты на совершение лишней работы с вредными составляющими добываемой продукции, в частном случае
Muiк=
Figure 00000012
Figure 00000013
Figure 00000014
, (6A) где Wik, Wck - обводненности добываемой продукции на k-м этапе соответственно для i-й скважины и средняя для рассматриваемой системы скважин;
lb - показатель, определяющийся в зависимости от того, какую часть составляют затраты на закачку, подъем, транспорт и подготовку попутной (балластной) воды от общих затрат (в конкретном примере расчета lu = 1).M uik =
Figure 00000011
, (6) where U ik , U ck are the useful components of the produced products at the k-th stage, respectively, for the i-th well and the average for the considered system of wells;
l u is an indicator that takes into account the cost of doing unnecessary work with harmful components of the extracted product, in a particular case
M uik =
Figure 00000012
Figure 00000013
Figure 00000014
, (6A) where W ik , W ck are the water cuts of the produced products at the k-th stage, respectively, for the i-th well and the average for the considered well system;
l b is an indicator that is determined depending on what part is the cost of injection, lifting, transport and preparation of associated (ballast) water of the total cost (in a specific calculation example, l u = 1).

Затем для каждого замкнутого блока определяют коэффициент Sk, учитывающий реакцию системы нагнетательные скважины - продуктивный пласт - добывающие скважины на дисбаланс между добываемыми пластовыми флюидами и подаваемым в продуктивный пласт рабочим агентом при переходе с (k-1)-го на k-й этап.Then, for each closed block, the coefficient S k is determined, taking into account the response of the injection well system - the producing formation - the producing wells to the imbalance between the produced formation fluids and the working agent supplied to the producing formation during the transition from the (k-1) -th to the k-th stage.

Затем определяют по каждой i-й газлифтной скважине изменение расхода газа ВД по следующей формуле:

Figure 00000015
V
Figure 00000016
=
Figure 00000017
Muiк-
Figure 00000018
Figure 00000019
Mpiк·Mwiк·
(8) где k, (k+1) - номера временных этапов процедуры оптимизации;
n - количество скважин, участвующих в процессе оптимизации;
ΔVik, ΔQik - соответственно последнее (на k-й момент) изменение расхода газа на i-й скважине и полученного при этом изменение дебита полезной составляющей пластовых флюидов;
L - коэффициент, задающий "осторожность" изменения расхода газа на газлифтных скважинах;
Gi - коэффициент, зависящий от характеристик пласта;
Figure 00000020
- отношение изменения давления в зоне отбора продуктивного пласта за определенный промежуток времени к величине этого промежутка времени полученного на k-м этапе процесса оптимизации (в конкретном примере равно 0).Then, for each i-th gas-lift well, the change in the gas flow rate of the VD is determined by the following formula:
Figure 00000015
V
Figure 00000016
=
Figure 00000017
M uik -
Figure 00000018
Figure 00000019
M piк M wik
(8) where k, (k + 1) are the numbers of time stages of the optimization procedure;
n is the number of wells participating in the optimization process;
ΔV ik , ΔQ ik - respectively, the last (at the k-th moment) change in gas flow at the i-th well and the resulting change in the flow rate of the useful component of the formation fluids;
L is a coefficient that sets the "caution" of the change in gas flow in gas-lift wells;
G i - coefficient depending on the characteristics of the reservoir;
Figure 00000020
- the ratio of the pressure change in the selection zone of the reservoir for a certain period of time to the value of this period of time obtained at the k-th stage of the optimization process (in a specific example, it is 0).

После установки значения Vi(k+1) = Vik + ΔVi(k+1) на газлифтных скважинах определяются фактические значения изменения давления в зоне отбора в эксплуатационных объектах и полученные значения сравниваются с предварительно заданными оптимальными величинами пластовых давлений в зонах отбора и при существенном их отличии процедура повторяется снова.After setting the values of V i (k + 1) = V ik + ΔV i (k + 1) in gas lift wells, the actual values of the pressure change in the production zone in production facilities are determined and the obtained values are compared with the preset optimal values of reservoir pressures in the production zones and if they differ significantly, the procedure is repeated again.

Процедура повторяется до тех пор, пока значения давлений в зонах отбора продуктивных эксплуатационных объектов не будут примерно равны предварительно заданным оптимальным величинам давлений. The procedure is repeated until the pressure values in the zones of selection of productive operational facilities are approximately equal to the preset optimal pressure values.

При этом важным сопровождающим условием является увеличение суммарной добычи полезной составляющей пластовых флюидов или(и) сокращение суммарного расхода газа при неизменном уровне суммарной их добычи за определенный промежуток времени. An important accompanying condition is an increase in the total production of the useful component of the formation fluids or (and) a decrease in the total gas flow rate at a constant level of their total production over a certain period of time.

В некоторых случаях, когда замер добываемого пластового флюида имеет большую погрешность или совсем отсутствует большое значение газосодержаний добываемой продукции, большой диапазон дебитов скважин, замеряемых на одной замерной установке и пр. ), то в этом случае целесообразно делать замер забойных давлений на газлифтных скважинах, оптимизирующих работу системы и вместо изменения дебитов ΔQik в формулу подставляются значения изменения забойных давлений Δ Рiзk = Piзk - Piз(k-1) умноженные на коэффициент продуктивности для полезной составляющей пластовых флюидов, т.е. ΔQik = ( ΔPiзk x Кпр). При этом изменение расхода газа на газлифтных скважинах определяют согласно выражению

Figure 00000021
Figure 00000022
Figure 00000023
Figure 00000024

(9)
При наличии физико-математических моделей продуктивного пласта и скважин способ осуществляется следующим образом.In some cases, when the measurement of the produced reservoir fluid has a large error or there is no great importance of the gas content of the produced product, a large range of production rates of wells measured on one metering unit, etc.), then it is advisable to measure bottomhole pressures on gas lift wells that optimize the system’s operation and instead of changing the flow rates ΔQ ik , the values of the change in bottomhole pressure Δ Р iзk = P iзk - P iз (k-1) multiplied by the productivity coefficient for the useful component are substituted into the formula reservoir fluids, i.e. ΔQ ik = (ΔP iзk x К пр ). The change in gas flow rate in gas lift wells is determined according to the expression
Figure 00000021
Figure 00000022
Figure 00000023
Figure 00000024

(9)
In the presence of physical and mathematical models of the reservoir and wells, the method is as follows.

В первоначальный момент, когда все скважины рассматриваемой системы эксплуатируются на каких-то (заданных) технологических режимах, после сбора промысловой информации создается и идентифицируется (корректируется) по фактическим данным физико-математическая модель системы нагнетательные скважины - продуктивный пласт - добывающие скважины. При этом добиваются совпадения рассчитанных давлений (поле пластового давления) с фактическими давлениями в зоне отбора добывающих скважин. Затем делается расчет на максимальное отклонение давлений в зоне отбора добывающих скважин при минимально и максимально допустимых технологических режимах газлифтных скважин на оптимизируемых блоках, соблюдая при этом ограничение на ресурс газа высокого давления и руководствуясь соображениями оптимального перераспределения давлений, а значит и потоков пластовых флюидов в продуктивном пласте. С помощью этой расчетной процедуры находятся минимальные и максимальные значения давлений в зонах отбора добывающих скважин (допустимые границы изменения давления в эксплуатационном объекте). At the initial moment, when all the wells of the system in question are operated at some (predetermined) technological modes, after collecting field information, a physical and mathematical model of the injection well - production formation - production well system is created and identified (corrected) by actual data. In this case, the calculated pressures (reservoir pressure field) coincide with the actual pressures in the production well selection zone. Then, the calculation is made for the maximum pressure deviation in the production well selection zone with the minimum and maximum permissible technological regimes of gas lift wells on optimized blocks, observing the limitation on the resource of high pressure gas and being guided by the considerations of the optimal pressure redistribution, and hence the flow of reservoir fluids in the reservoir . Using this calculation procedure, the minimum and maximum pressure values in the production wells selection zones are found (permissible limits of pressure change in the production facility).

Зная верхнюю и нижнюю границу пластовых давлений многовариантными расчетами или процедурой направленного поиска, находятся оптимальные значения давлений (например, давлений, при которых система продуктивный пласт и нефтяные скважины будет обеспечивать пропуск максимальных объемов полезной составляющей добываемой продукции на заданный промежуток времени). Затем для каждого этапа определяют оптимальные значения изменений расходов газа на газлифтных скважинах. Knowing the upper and lower boundary of reservoir pressures by multivariate calculations or the directional search procedure, the optimal pressure values are found (for example, pressures at which the reservoir system and oil wells will allow the passage of the maximum volumes of the useful component of the produced product for a given period of time). Then, for each stage, the optimal values of changes in gas flow rates in gas-lift wells are determined.

При этом для определения изменения добычи пластовых флюидов, в зависимости от изменения давления в зонах отбора продуктивного пласта используются зависимости дебитов газлифтных скважин от расхода газа при различных значениях пластовых давлений в зоне отбора, которые рассчитываются с помощью физико-математических моделей работы газлифтных скважин. То есть, по каждой скважине определяется прибавка в добыче полезной составляющей пластовых флюидов при изменении пластового давления от фактического к оптимальному. In this case, to determine the change in production of production fluids, depending on the pressure change in the zones of production of the productive formation, the dependences of the rates of gas lift wells on the gas flow rate are used for various values of reservoir pressure in the production zone, which are calculated using physical and mathematical models of gas lift wells. That is, for each well, an increase in the production of the useful component of the formation fluids is determined when the formation pressure changes from the actual to the optimal.

После имитационных расчетов с помощью физико-математических моделей производят рекомендуемые (расчетные) изменения расходов газа высокого давления на газлифтных скважинах. Перераспределение расхода газа в системе газлифтных скважин приводит к перераспределению давлений в системы нагнетательные скважины - продуктивный пласт - добывающие скважины, при этом регистрируется суммарное изменение добычи пластовых флюидов, а также изменение их дебита на газлифтных скважинах. По вновь полученным промысловым данным идентифицируются (настраиваются) физико-математические модели участков продуктивного пласта и газлифтных скважин. After simulation calculations using physico-mathematical models produce the recommended (calculated) changes in the flow rate of high pressure gas in gas lift wells. Redistribution of gas flow in a system of gas lift wells leads to a redistribution of pressures in the system of injection wells - production reservoir - production wells, while the total change in production of formation fluids, as well as a change in their flow rate in gas lift wells, is recorded. According to the newly obtained field data, physicomathematical models of sections of the productive formation and gas-lift wells are identified (tuned).

После этого переходят к адаптивному этапу оптимизации работы системы, который совпадает с вышеописанным способом с той лишь разницей, что целая серия шагов имитируется на модели и лишь при достижении оптимальных режимов расчетным путем их устанавливают фактически на реальные скважины. После замера фактических параметров, отражающих состояние системы в случае расхождения прогнозных расчетных и фактических данных, каждый раз делается корректировка математической модели системы. After that, they go on to the adaptive stage of optimizing the system’s work, which coincides with the above method with the only difference being that a series of steps are simulated on the model and only when the optimal modes are reached by calculation they are actually installed on real wells. After measuring the actual parameters reflecting the state of the system in the event of a discrepancy between the predicted calculated and actual data, each time the mathematical model of the system is adjusted.

При этом Рio - заданное оптимальное (нормальное) давление в системе продуктивный пласт в зоне отбора продуктивного пласта, которому принадлежит i-я газлифтная скважина могут определятся на основе имитационных расчетов (например, путем направленного поиска максимальной пропускной способности этой системы для полезной составляющей пластовых флюидов).At the same time, P io is the specified optimal (normal) pressure in the system of the reservoir in the selection zone of the reservoir that owns the i-th gas lift well can be determined based on simulation calculations (for example, by directional search for the maximum throughput of this system for the useful component of the reservoir fluids )

После установки каждого последующего значения Vi(k+1) на газлифтных скважинах определяются фактические значения изменения давления в зоне отбора в эксплуатационных объектах и, если значения пластовых давлений в зонах отбора существенно отличаются от предварительно заданных оптимальных значений, то процедура повторяется.After setting each subsequent value of V i (k + 1) in gas lift wells, the actual values of the pressure change in the production zone in production facilities are determined and, if the values of reservoir pressures in the production zones are significantly different from the preset optimal values, the procedure is repeated.

Основными преимуществами предлагаемого способа является:
1. Возможность оперативного управления полем пластового давления за счет изменения технологических режимов в газлифтных скважинах.The main advantages of the proposed method is:
1. The possibility of operational management of the reservoir pressure field due to changes in technological conditions in gas lift wells.

2. Предупреждение режимов растворенного газа, образования "газовых языков" при прорыве газа из газовых шапок в добывающие скважины, "водяных языков" особенно в сложнопостроенных коллекторах, а также газовых и водяных конусов в добывающих скважинах. 2. Prevention of dissolved gas regimes, the formation of "gas tongues" when gas breaks from gas caps into producing wells, "water tongues" especially in complex reservoirs, as well as gas and water cones in producing wells.

3, Увеличение суммарной добычи полезной составляющей пластовых флюидов с группы добывающих скважин, объединенных общим продуктивным пластом при неизменном ресурсе газа, подаваемом на группу скважин за длительный промежуток времени. 3, An increase in the total production of the useful component of the formation fluids from the group of production wells combined by a common productive formation with a constant gas resource supplied to the group of wells over a long period of time.

4. Уменьшение суммарного расхода газа на систему газлифтных скважин, объединенных общим продуктивном пластом. 4. Reducing the total gas flow to the system of gas lift wells, united by a common reservoir.

Изобретение иллюстрируется следующим примером, сделанном для участка четвертого блока (трехрядной системы) пласта БВ-8 Самотлорского месторождения (в предположении, что он полностью изолирован) на основе двумерной модели пласта, реализуемой программой FELEM, разработанной в институте НижневартовскНИПИнефть. The invention is illustrated by the following example made for the section of the fourth block (three-row system) of the BV-8 formation of the Samotlor field (assuming that it is completely isolated) based on a two-dimensional model of the formation implemented by the FELEM program developed at the NizhnevartovskNIPIneft Institute.

Изобретение поясняется фиг.1 и 2. The invention is illustrated in figures 1 and 2.

На фиг.1 изображены: а) схема осуществления разработки участка 4 блока пласта БВ-8 Самотлорского месторождения; б) профиль поля пластовых давлений в этом блоке (давление изменяется от 23,0 МПа на линии нагнетания до 16,7 МПа в зоне отбора центрального (стягивающего) ряда добывающих скважин;
пунктир - первоначальное положение фронта вытеснения нефти водой (минимальное пластовое давление в зоне отбора 17,0 МПа);
штрих-пунктир - фронт вытеснения нефти на последующей стадии при оптимизации режимов работы газфлифтных скважин в соответствии с прототипом (минимальное пластовое давление в зоне отбора 16,8 МПа);
сплошная линия - фронт вытеснения нефти водой на последующей стадии процесса, осуществленного в соответствии с техническим решением, предложенным в данной заявке (минимальное пластовое давление в зоне отбора 19,0 МПа).Figure 1 shows: a) a diagram of the development of section 4 of the block of the BV-8 formation of the Samotlor field; b) the reservoir pressure field profile in this block (pressure varies from 23.0 MPa on the injection line to 16.7 MPa in the selection zone of the central (contracting) row of production wells;
the dotted line is the initial position of the front of oil displacement by water (minimum reservoir pressure in the extraction zone of 17.0 MPa);
dash-dotted line - the front of oil displacement at a subsequent stage when optimizing the operating modes of gas-lift wells in accordance with the prototype (minimum reservoir pressure in the selection zone of 16.8 MPa);
solid line - the front of oil displacement by water at the next stage of the process, carried out in accordance with the technical solution proposed in this application (minimum reservoir pressure in the selection zone of 19.0 MPa).

На начальный момент текущая суммарная суточная добыча нефти по пяти рассматриваемым скважинам составляла 1970 т при расходе газа 175 тыс.н.куб. м/сут и отборе жидкости 5025 куб.м/сут. После оптимизации про прототипу при том же суммарном расходе газа высокого давления суммарная суточная добыча нефти увеличилась до 1976 т (см.табл.1). At the initial moment, the current total daily oil production for the five wells under consideration was 1970 tons with a gas flow rate of 175 thousand cubic meters. m / day and the selection of liquid 5025 cubic meters / day. After optimization about the prototype, at the same total consumption of high-pressure gas, the total daily oil production increased to 1976 tons (see table 1).

Дифференциал дебита нефти (dQ) при изменении расхода газа (dV) (для данной группы скважин при данном суммарном расходе газа высокого давления) на оптимальном режиме для каждой скважины равен 2,617 т/тыс.н.м3 (

Figure 00000025
= 2.617 ).The differential oil flow rate (dQ) when changing the gas flow rate (dV) (for this group of wells at a given total gas flow rate of high pressure) in the optimal mode for each well is 2.617 t / thousand m3 (
Figure 00000025
= 2.617).

Для определения изменения расхода газа в соответствии с предлагаемым способом воспользуемся (упрощенной) формулой (8) (все коэффициенты кроме L и Mpi равны единице) тогда:

Figure 00000026
2
Figure 00000027

Figure 00000028
2
Figure 00000029

Figure 00000030
2
Figure 00000031

Figure 00000032
2
Figure 00000033

Figure 00000034
2
Figure 00000035

Как видно (из сравнения табл.1 и 2) оптимизация по предлагаемому решению первоначально приводит к снижению суточной добычи нефти с 1975 до 1894 т/сутки.To determine the change in gas flow in accordance with the proposed method, we use the (simplified) formula (8) (all coefficients except L and M pi are equal to unity) then:
Figure 00000026
2
Figure 00000027

Figure 00000028
2
Figure 00000029

Figure 00000030
2
Figure 00000031

Figure 00000032
2
Figure 00000033

Figure 00000034
2
Figure 00000035

As can be seen (from a comparison of Tables 1 and 2), the optimization of the proposed solution initially leads to a decrease in the daily oil production from 1975 to 1894 t / day.

Однако за достаточно длительный промежуток времени режимы установленные по прототипу становятся менее эффективным, чем режимы установленные на основе заявки: так через полгода суточная добыча нефти по заявке составила 1010 т (см. табл.4), а по прототипу - 810 т (см.табл.3). Суммарная добыча нефти за шесть месяцев по предложенной заявке составила 262848 т, т.е. на 4% больше, чем добыча по прототипу (252133 т). Эффект при этом за полгода по пяти скважинам составил 10715 т дополнительной добычи нефти. However, for a sufficiently long period of time, the regimes established by the prototype become less effective than the regimes established on the basis of the application: so after six months the daily oil production on the application was 1010 tons (see table 4), and according to the prototype - 810 tons (see table .3). The total oil production for six months according to the proposed application amounted to 262848 tons, i.e. 4% more than the production of the prototype (252133 tons). The effect for six months in five wells amounted to 10,715 tons of additional oil production.

Это объясняется тем, что продукция части нефтяных скважин прежде всего центральной (скв N 10248) при проведении оптимизации по прототипу более интенсивно обводнялась из-за создавшейся (как видно из фиг.1) неравномерности фронта вытеснения нефти водой. This is explained by the fact that the production of part of the oil wells, primarily the central one (well N10488), was more intensively flooded during optimization according to the prototype due to the unevenness of the front of oil displacement by water (as can be seen from Fig. 1).

На фиг. 2 для центральной скважины N 10248, режим которой в наибольшей степени отклонялся от режима, предложенного по прототипу, приведены результаты расчета зависимостей дебита жидкости от расхода газа соответственно:
- пунктирная линия для первоначального состояния (когда расход газа (Vг) был равен 26 тыс.куб.м, дебит жидкости (Qж) равен 524 куб.м/сут, пластовое давление в зоне отбора (Рф) было равно 17 МПа, а обводненность продукции составляла 0,3;
- штрихпунктирная линия после полугодовой эксплуатации скважины в соответствии с режимом, установленным по прототипу (Vг = 29 тыс.куб.м/сут, Qж = 492 куб.м/сут, пластовое давление (Рф) 17 МПа, обводненность 0,9);
- сплошная линия после полугодовой эксплуатации скважины на режиме, установленном по предлагаемой заявке на изобретение (Vг = 14 тыс.куб.м/сут, Qж = 508 куб.м/cут, Рф = 19 МПа, обводненность 0,3).In FIG. 2 for the central well N 10248, the mode of which deviated to the greatest extent from the mode proposed by the prototype, the results of calculating the dependences of the fluid rate on gas flow, respectively:
- a dashed line for the initial state (when the gas flow rate (V g ) was equal to 26 thousand cubic meters, the fluid flow rate (Q g ) was 524 cubic meters / day, the reservoir pressure in the extraction zone (P f ) was 17 MPa and the water cut of the product was 0.3;
- dash-dot line after six months of operation of the well in accordance with the mode established by the prototype (V g = 29 thousand cubic meters / day, Q W = 492 cubic meters / day, reservoir pressure (R f ) 17 MPa, water cut 0, 9);
- solid line after six months of operation of the well in the mode established by the proposed application for the invention (V g = 14 thousand cubic meters / day, Q w = 508 cubic meters / day, R f = 19 MPa, water cut 0.3) .

Как видно из фиг. 2 через полгода с начала проведения процесса из-за изменения обводненности и пластового давления в зоне отбора по прототипу дебит скважины N 10248 по нефти уменьшился от 322,4 т/сут до 41,8 т/сут, а по предлагаемому решению только до 296,3 т/сут. As can be seen from FIG. 2 six months after the start of the process, due to changes in water cut and reservoir pressure in the selection zone for the prototype, the flow rate of well N 10248 in oil decreased from 322.4 tons / day to 41.8 tons / day, and according to the proposed solution only to 296, 3 t / day

Claims (4)

1. СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМЫ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН, включающий изменение расхода газа, замеры изменений дебитов при соответствующих изменениях расходов газа и суммарной добычи по всем скважинам с последующим перераспределением расхода газа, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности эксплуатации системы за счет возможности оптимизации пластового давления, регистрируют фактические значения пластовых давлений в зонах отбора добывающих скважин и при их отличии от предварительно заданных оптимальных величин определяют значения отношений фактического пластового давления в зоне отбора к предварительно заданному значению давления, а перераспределение расхода газа осуществляют от скважин с меньшими значениями этих отношений на скважины с большими значениями, при этом изменения расходов газа корректируют по динамике изменения пластовых давлений, значениям и темпу изменения содержания углеводорода в добываемой продукции, а процесс повторяют до стабилизации пластового давления на уровне, близком к заданному. 1. METHOD OF OPERATION OF A GAS-LIFT WELL SYSTEM, including a change in gas flow rate, measurements of changes in flow rates with corresponding changes in gas flow rates and total production for all wells with subsequent redistribution of gas flow, characterized in that, in order to increase the efficiency of the system due to the possibility of optimizing reservoir pressure , the actual values of reservoir pressures are recorded in the extraction zones of production wells and, if they differ from the predefined optimal values, determine the ratio of the actual reservoir pressure in the extraction zone to a predetermined pressure value, and the redistribution of gas flow is carried out from wells with lower values of these ratios to wells with larger values, while changes in gas flow rates are adjusted according to the dynamics of changes in reservoir pressures, values and the rate of change of hydrocarbon content in the produced products, and the process is repeated until the reservoir pressure is stabilized at a level close to the target. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что изменения расхода газа на газлифтных скважинах определяют согласно выражению
Figure 00000036
V
Figure 00000037
=
Figure 00000038
Muiк-
Figure 00000039
Figure 00000040
Mpiк·Mwiк·
где i - номер газлифтной скважины (i = 1,n);
k - номер этапа оптимизации;
ΔVik , ΔQik - соответственно изменение расхода газа на i-й скважине и полученное при этом изменение дебита углеводородов;
L - коэффициент, задающий "осторожность" процесса;
Mpik - коэффициент, оптимизирующий работу пласта:
Mpik = (Piфk / Piо )
Figure 00000041
,
где Piфk, Pio - пластовые давления в зоне отбора, соответственно фактическое и оптимальное;
lр - показатель, определяющий необходимость управляющего воздействия на пласт;
Mwik - коэффициент, предупреждающий быстрый темп увеличения обводненности добываемой продукции при изменении режима:
Mwik =
Figure 00000042
,
Wik, Wi(k-1) - обводненность продукции соответственно на k-м и предыдущем (k-1)-м режимах;
lwi - показатель, учитывающий изменение обводненности во времени
Figure 00000043
;
Muik - коэффициент, учитывающий относительное отклонение добываемых углеводородов i-й скважины от их среднего значения по системе скважин:
Muik=
Figure 00000044
,
Uik, Uck - содержание углеводородов соответственно для i-й скважины и среднее для системы скважин;
lu - показатель, учитывающий затраты на совершение лишней работы с вредными составляющими добываемой продукции;
Gi - коэффициент, зависящий от характеристик пласта;
Sk - коэффициент, учитывающий реакцию системы на дисбаланс между добываемыми пластовыми флюидами и подаваемым в пласт рабочим агентом при переходе с (k-1)-го на k-й этап;
Figure 00000045
- динамика изменения пластового давления в зоне отбора i-й скважины во времени t.2. The method according to claim 1, characterized in that changes in gas flow in gas-lift wells are determined according to the expression
Figure 00000036
V
Figure 00000037
=
Figure 00000038
M uik -
Figure 00000039
Figure 00000040
M piк M wik
where i is the number of the gas lift well (i = 1, n);
k is the number of the optimization stage;
ΔV ik , ΔQ ik - respectively, the change in gas flow at the i-th well and the resulting change in the flow rate of hydrocarbons;
L is the coefficient specifying the "caution" of the process;
M pik - coefficient optimizing the work of the reservoir:
M pik = (P ifk / P iо )
Figure 00000041
,
where P ifk , P io - reservoir pressure in the selection zone, respectively, the actual and optimal;
l p - an indicator that determines the need for control action on the reservoir;
M wik is a coefficient warning the rapid rate of increase in water cut of extracted products when the regime changes:
M wik =
Figure 00000042
,
W ik , W i (k-1) - water cut of the products, respectively, at the k-th and previous (k-1) -th modes;
l wi - indicator taking into account the change in water cut over time
Figure 00000043
;
M uik - coefficient taking into account the relative deviation of the produced hydrocarbons of the i-th well from their average value in the well system:
M uik =
Figure 00000044
,
U ik , U ck - hydrocarbon content for the i-th well, respectively, and the average for the well system;
l u is an indicator that takes into account the cost of doing unnecessary work with the harmful components of the extracted product;
G i - coefficient depending on the characteristics of the reservoir;
S k is a coefficient that takes into account the response of the system to the imbalance between the produced formation fluids and the working agent supplied to the formation during the transition from the (k-1) -th to the k-th stage;
Figure 00000045
- the dynamics of changes in reservoir pressure in the selection zone of the i-th well in time t. 3. Способ по пп.1 и 2, отличающийся тем, что замеряют забойное давление, а изменение расхода газа на газлифтных скважинах определяют по выражению:
Figure 00000046
Figure 00000047
Figure 00000048
Figure 00000049

где Δ P3 - изменение забойного давления;
Kпр - коэффициент продуктивности для углеводородов.3. The method according to claims 1 and 2, characterized in that the bottomhole pressure is measured, and the change in gas flow in gas-lift wells is determined by the expression:
Figure 00000046
Figure 00000047
Figure 00000048
Figure 00000049

where Δ P 3 - change in bottomhole pressure;
K ol - productivity coefficient for hydrocarbons. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что по каждой скважине определяют превышение в добыче углеводородов при изменении пластового давления от фактического к заданному оптимальному значению. 4. The method according to claim 1, characterized in that for each well, an excess in hydrocarbon production is determined when the reservoir pressure changes from the actual to a given optimal value.
SU4913843 1991-02-25 1991-02-25 Method for operation of gas-lift well system RU2017942C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU4913843 RU2017942C1 (en) 1991-02-25 1991-02-25 Method for operation of gas-lift well system

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU4913843 RU2017942C1 (en) 1991-02-25 1991-02-25 Method for operation of gas-lift well system

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2017942C1 true RU2017942C1 (en) 1994-08-15

Family

ID=21561962

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SU4913843 RU2017942C1 (en) 1991-02-25 1991-02-25 Method for operation of gas-lift well system

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2017942C1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2481467C1 (en) * 2012-07-23 2013-05-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Oil deposit development method

Non-Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
1. РД 39-2-885-83. Методика выбора режимов работы газлифтных сквадин в условиях дефицита рабочего агента. *
2. Авторское свидетельство СССР N 1091618, кл. E 21B 43/00, 1981. *

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2481467C1 (en) * 2012-07-23 2013-05-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Oil deposit development method

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10876383B2 (en) Method and system for maximizing production of a well with a gas assisted plunger lift
US5871048A (en) Determining an optimum gas injection rate for a gas-lift well
CN101361080B (en) Method for oil gas field large-scale production optimization
EA005604B1 (en) Optimization of reservoir, well and surface network systems
US20200277844A1 (en) Apparatus and methods for operating gas lift wells
CN104847314B (en) HTHP oil gas straight well single-phase flow perforation completion parameter optimization method
CN110344818B (en) Liquid slug interface tracking method for plunger up-going stage of plunger gas lift well
CN111287740A (en) Method for calculating dynamic reserves of abnormal high-pressure gas reservoir based on real strain
CN107437127A (en) A kind of oil well stop-spraying Formation pressure prediction method
CN104791604B (en) A kind of method that dynamic control separator pressure suppresses serious slug flow
CN110348176A (en) A kind of shale gas ground transportation network rolling development scheme optimization solver and method
CN210768665U (en) Intelligent throttling well killing device for high-temperature high-pressure deep well drilling overflow
CN113586044B (en) Optimization method and system for self-injection shale gas test working system
RU2700358C1 (en) Method and system for optimizing the addition of a viscosity reducer to an oil well comprising a downhole pump
RU2017942C1 (en) Method for operation of gas-lift well system
CN112101710B (en) Quantitative injection and mining balance adjustment method based on water drive front edge control
US20230235636A1 (en) Active intelligent wellbore pressure control system
RU2283425C2 (en) Method for bringing formation-well-pump system into effective operating mode with the use of indicator diagram
RU2301326C1 (en) Oil field development control method
CN112709547A (en) Method for judging water plugging time of water producing gas well
CN105545718A (en) Flow and pressure dual control fluid pressurization device and method
RU2792453C1 (en) Method of hydrodynamic stimulation of the formation to increase oil recovery
RU2240422C2 (en) Method for optimizing process of oil extraction from bed
CN111680814A (en) Elastic-driven reasonable production allocation optimization method for fractured-vuggy carbonate reservoir
Frailey et al. An Operations Perspective on Injectivity and Capacity

Legal Events

Date Code Title Description
REG Reference to a code of a succession state

Ref country code: RU

Ref legal event code: MM4A

Effective date: 20090226