Содержание к диссертации
Введение
I. Расчёты движение газовидкостной смеси в различных элементах системы скважины
1. Постановка задачи 8
2. Выбор методики расчёта движения газожидкостной смеси в вертикальных трубах для условий месторождения Алдё
2.1. Обзор методов расчёта многофазного движения в вертикальных трубах 10
2.2. Основные уравнения расчёта перепада давления 12
2.3. Классификация структур потока 21
2.4. Методы определения плотности газожидкостной смеси 26
2.5. Определение потерь на трение и ускорение 36
2.6. Численное решение уравнения движения двухфазного вертикального потока 39
2.7. Выбор методики расчёта двухфазного течения в вертикальных трубах
2.7.1. Анализ методик расчёта 49
2.7.2. Определение оптимальной методики расчёта для условий Алдё 55
3. Выбор методики расчёта перепада давления при движении газожидкостной смеси в штуцере
3. 1. Расчётные методики 56
3. 1.1. Методика Джилберта 58
3.1.2. Методика ГужоЕа, А.И 58
3.1.3. Методика Поэтмана и Бека 60
3.1.4. Методика Эшфорда 61
3.2. Выбор методики для условий месторождения Алдё 62
4.Выбор методики расчёта перепада давления при движении газожидкостной смеси в выкидной линии
4.1. Обзор методов расчёта 63
4.2. Расчёт перепада давления при движении горизонтального многофазного потока для условий месторождения Алдё 65
II Моделирование взаимодействия гидравлических элементов сквашны и разработка программ на ЭВМ
1. Введение 69
2. Описание взаимодействия отдельных гидравлических элементов системы
2.1. Определение совместной работы элементов 70
2.2. Обобщение результатов 79
3. Моделирование фонтанной нефтяной скважины 79
3.1. Определение максимального дебита фонтанной скважины 80
3.2. Влияние устьевого штуцера на работу фонтанной скважины 87
4. Моделирование работы газлифтной скважины 93
III. Применение разработанных методик для выбора оборудования и режима работы фонтанных и различных скважин месторонщения АЛДЁ
1. Введение 107
2. Определение оптимальных условий работы фонтанных скважин
2.1. Анализ работы фонтанных скважин 107
3. Определение оптимальных условий работы сква жин при газлифтном способе эксплуатации
3.1. Состояние газлифтной эксплуатации на месторождении Алдё 124
3.2. Расчёты газлифтных скважин месторождения Алдё 126
Основные результаты и выводы 139
Обозначения 141
Литература 144
Приложения 151
- Основные уравнения расчёта перепада давления
- Обобщение результатов
- Определение оптимальных условий работы фонтанных скважин
- Расчёты газлифтных скважин месторождения Алдё
Введение к работе
Нефтяная и газовая промышленность играют значительную роль в удовлетворении всё возрастающих потребностей венгерского народного хозяйства в энергии. Нефтяники и газовики ежегодно да ют стране 2 млн. т нефти, 700 тысяч м газоконденсата и 6,9 млрд.
3 м природного газа. Но такое количество является недостаточным для удовлетворении потребностей промышленности. Дружеская помощь Советского Союза обеспечивает нужное количество нефти и газа. В прошлом году наша страна импортировала из Советского Союза 6,5 млн. т нефти, 1,5 млн. т газоконденсата и 3,5 млрд. м природного газа.
В последние десятилетия решающая часть венгерской неф. -тедобычи обеспечена месторождением Алдё. Месторождение Алдё находится в южной части страны, близи границы с Югославией, недалеко от города Сегеда. Его территория примерно 72 км . Это месторождение является многопластовьм, но примерно 85% запасов нефти и газа находится в так называемых верхнепаннонских залежах. Глубина залежання продуктивных пластов достигает 1730-2180 м.
Все продуктивные пласти месторождения Алдё являются водонапорными системами, имеющими большую газовую шапку. После пробкой эксплуатации месторождения, началась его разработка с одновременной закачкой воды в газовую шапку и под водонефтяной контакт. Это позволило разрабатывать месторождение при минимальном подении пластового давления.
С 1965-го года, т.е. с начала эксплуатации месторождения до настоящего времени на месторождении Алдё /было, добыто примерно 3 3 20 млн. м нефти и 4,7 млрд. м газа. На месторождении пробурено 750 скважин, функции которых разны. Число скважин, эксплуатиру ющих два горизонта 270.
В начале разработки месторождения скважины работали фонтанным способом, но из-за увеличения обводнения стало необходимым применение газлифтного способа эксплуатации. Применение этого способа началось в 1977-ом году. В наши дни газлифтный способ эксплуатации является определяющим, так как 60% добычи жидкости осуществляется этим способом.
Поддержание добычи нефти на месторождении Алдё на существующем уровне связано с расширением и совершенствованием газлифтного способа эксплуатации. Кроме того для достижения этой цели необходима оптимизация работы фонтанных и газлифтных скважин. Выбор темы диссертации связан с решением этой задачи.
Основной целью диссертации является определение оптимальных условий работы скважин при фонтанном и газлифтном способах эксплуатации на месторождении Алдё. Для достижения данной цели надо было решать целый ряд проблем. В первую очередь надо было определить самые точные в условиях месторождения Алдё методики расчёта движения многофазных смесей. Наиболее важно было рассчитать с достаточной точностю вертикальное движение многофазного потока в трубах, так как большая часть перепада давления тратится при движении газожидкостной смеси в колонне НКТ. Приемлемые методики расчёта определялись также для движения многофазного потока в штуцере и выкидных линиях путём сравнения фактических промысловых данных с расчётными по рассмотренным методикам. Расчёты производились на ЭВМ, по программам разработанным на языке ФОРТРАН -IV.
Следующей задачей была разработка расчётной методики для определения совместной работы гидравлической системы пласт--скважина-выкидная линия-сепаратор. Дальнейшее развитие основных принципов А.П. Крылова дало возможность решения данного вопроса. После теоретического обоснования отдельных задач /фонтанная скважина без штуцера и с штуцером, скважина при газлифтном способе эксплуатации/ разрабатывались программы на язфке ФОРТРАН-IV для решения их на ЭВМ.
Применение подробно описанных расчётных методик в условиях месторождения Алдё представлено в последней главе диссертации. Используя данные работающих фонтанных скважин доказывается, что применяемый диаметр НКТ в условиях месторождения Алдё является во многих случаях больше оптимального. Внедрение оптимального диаметра не только уменьшает расход труб, но и увеличивает дебит скважин. В случае скважин при газлифтном способе эксплуатации разработанные программы на ЭВМ позволяют для каждой скважины определить оптимальный расход нагнетаемого газа. Оптимальным называется расход газа, при котором обеспечивается максимальный дебит жидкости из скважины.
На месторождении Алдё, на предприятии НКФВ началось применение разработанных в диссертации расчётных методик. В результате внедрения методик улучшаются экономические показатели нефтедобычи на месторождении Алдё, особенно при газлифтном способе эксплуатации. Расчёты оптимального расхода нагнетаемого газа для отдельных скважин позволяют оптимизировать распределение суммарного расхода газа между скважинами. Таким образом, эксплуатационные затраты уменьшаются, и это улучшает экономичность добычи на месторождении, так как основная часть добычи жидкости осуществляется скважинами при непрерывном газлифтном способе эксплуатации.
Основные уравнения расчёта перепада давления
Физические и математические методы характеристики однофазного течения представляют собой хорошо разработанный раздел гидравлики. Поэтому для описания двухфазного течения часто пользуются методами разработанными для однофазного потока. В ходе обоснования физической модели течения фазы рассмотривают или как единую фазу смеси, или предпологают две одновременно текущие фазы. Из-за сложности последнего решения, в практических целях уравнения баланса массы, энергии и импульса пишут обычно для двухфазной псевдо-фазы. Эти уравнения - несмотря на то, что они являются более простными, чем уранения физической модели, рассматривающей фазы отдельно - считаются слишком сложными для того, чтобы служить основой расчёта потерь давления при двухфазном течении.
Поэтому основное уравнение для определения потерь давления при движении газожидкостных смесей в трубах чаще всего выводят из уравнения Бернулли, уделяя внимание "макроявлениями" двухфазного течения и принимая газожидкостную смесь за единую фазу [18,19]. Уравнение для элемента длины подъёмника можно представить в следующем виде: /направление оси "h" совпадает с направлением течения/где dh = потери энергии на трение на элементарной длине подъёмника.
После упрощения уравнения мы получим дифференциальное уравнение баланса энергии для элемента длины трубы: Последнее уравнение является основным во всех методиках расчёта потерь давления при движении смеси. Градиент давления на участке трубы dh состоит из трёх компонентов: При решение уравнения /4/ в конечных разностях можно исходить из двух различных предположений. Решение, предпо-логающее гомогенную модель течения, не принимает во внимание относительную скорость между фазами, считается что фазы движутся с одинаковой скоростью. Другое решение, отражая действительность намного лучше, принимает во внимание относительную скорость между фазами - скольжение. При определении текущей плотности смеси в обеих моделях можно исходить из одинакового основного уравнения. При знании плотности фаз жидкости
Если движение фаз происходит с одинаковой скоростью, определение Ф производят исходя из объёмных расходов фаз:
В действительности, из-за значительной разницы плотностей двух фаз, газ опережает жидкость, поэтому истинное газосодержание на участке трубы меньше, чем в гомогенной модели, т.е. f р .
Для различных структур течения, принимая во внимание, скольжение, определение Ф в разных методиках осуществляют разными способами. Применяемые решения в дальнейшем подробно излагаются.
Из уравнения /4/, опуская кинетический член и применяя уравнение Дарси и Бейсбаха для потерь на трение,вводя обозначение = f » получим основное уравнение гомогенной модели:
Во всех методиках, предпологающих гомогенную модель, коэффициент потерь энергии определяется способом, применяемым в методе Поэтмана и Карпентера [7] , на основании обработки про мысловых и иногда лабораторных исследований. После интегрирования уравнения /7/ от башмака до устя подъёмника, f можно определить, как функцию движения смеси в скважинах[39] . Зависимость коэффициента f от этих параметров обычно представляется графически в функции набора этих параметров:
На рис.1 представляется корреляция f Поэтмана и Кар-пентера. При расчётах по данной методике определяются параметры движения газожидкостной смеси (g dv), с графике рис.1 снимается соответствующее значение коэффициента f и с помощью численного интегрирования уравнения /7/ рассчитываются потери давления при движении смеси.
Характерным, с теоретической точки зрения, для предыдущего решения является то, что все потери, возникающие в ходе течения характеризуются как потери на трение, и коэффициент потерь энергии на всей длине подъёмника является постоянным. В связи с этим точность расчётов является соответствующей только в определённых пределах изменения параметров движения смеси. Для расширения пределов применимости корреляция f Поэтмена и Карпентера была распространена Бексенделом и Томасом[8] на большие дебиты /рис.2 /. Фенчер и Браун, принимая во внимание газовый фактор, построили корреляции для коэффициента потерь f, представленные на рис.3.
Расчёт потерь напора вертикального многофазного течения является сложным не только из-за необходимости учёта чрезвычайно большого числа переменных, влияние которых часто очень трудно оценить. Из-за одновременного течения двух фаз возникают специальные проблемы, которые можно сформулировать следующим образом:1. Жидкость и газ образуют различные структуры потока при движении.2. За счёт разницы плотностей фаз, газ опережает жидкость и влияние этого на плотность смеси, в большинстве случаев, является достаточно большим.3. С помощью методов, разработанных для расчёта однофазных потоков, мы можем только приблизительно определять потери на трение.
Учёт выще указанных особенностей, разными авторами производится различньми способами. Исходя из этого все методики расчёта многофазного движения можно разделить на три группы. Главными характерньми чертами отдельных групп являются следующие:принимается во внимание влияние скольжения газа.3. Возникающие потери рассчитываются на основе общего эмпирически определяемого коэффициента потерь энергии.Группа 2:1. Структуры потока не разграничиваются.2. При расчёте плотности смеси учитывается влияние скольжения.3. Потери на трение определяются исходя из параметров движения газожидкостной смеси.
Обобщение результатов
Во пар.II.2. нами были разработаны основные методики и теоретические принципы, с помощью которых можно определить дебит системы пласт-скважина-выкидная линия-сепаратор. На основе этих принципов в дальнейшем решались конкретные задачи, связанные с работой фонтанных и газлифтных скважин на месторождении Алде. При фонтанном способе эксплуатации основным были две задачи: определение максимального дебита фонтанной скважины и влияние диаметра поверхностного штуцера на дебит фонтанной скважины при различных диаметрах выкидной линии.
Максимальный дебит из фонтанной скважины может быть обеспечен при отсутствии штуцера. В этом случае гидравлическая система скважины состоит из пласта, HRT, выкидной линии и сепаратора. Следовательно, максимальный дебит может быть определен при совместном решении этой системы. Ранее нами было показано, что результат решения (максимальный дебит) не зависит от точки решения. Тем не менее более целесообразно выбрать точку решения на устье скважины (точка 5 на рис.17). Преимуществом этого является возможность анализа влияния диаметров НКТ и выкидной линии на максимальный дебит системы. Программы разработанные нами, могут быть использованы и для определения оптимальных диаметров этих элементов системы.
При решении задачи, в первую очередь, определяется характеристическая кривая подсистемы пласт-НКТ. Блок-схема программы этих расчётов представлена на рис.21. После ввода исходных данных определяются величины дебита и давления на забое скважины соответствующие известной индикаторной кривой. Исходя из величины дав,-ления на забое скважины р производится расчёт перепада давления при многофазном течении в НКТ с определённым шагом изменения дебита по расчётной методике Данса и роса, которая даёт самые точные результаты в условиях месторождений Алдё. Разница между давлением на забое р и перепадом давления Др в НКТ определяет давление на устье скважины, и в результате мы получим точки функции р= f/q/. Эти расчёты производятся для всех ранее введенных и накопленных в одномерном массиве DTUB /I/ диаметров НКТ.
Блок-схема для определения характеристической кривой подсистемы сепаратс-выкидная линия представлена на рис..22. Для диаметра выкидной линии, которые накоплены ранее в одномерном массиве DFLINEC3-), сумма давления в сепараторе и перепада давления при горизонтальном движении многофазного потока с данным дебитом, определяет величину давления на устье скважины р . Перепад давления в выкидной линии определяется по комплексной методике Мендхейна и др.(54..]. Соответствующие величины р и q определяют точки характеристической кривой подсистемы сепаратор--выкидная линия.
Дебит скважины определяется общим решением характеристических кривых двух подсистем. Графически он определяется в точке пересечения кривых pv/q/ и p /q/. Но такое определение яв-ляется сложным и часто даёт неточные результаты, поэтому вместо графического метода наїли предлагается следующее решение.
Исследуя многочисленные зависимости р -q и р - q,характеристических кривых двух подсистем, мы пришли к выводу, что гочна, они достаточногогут быть аппроксимированы полиномами второй степени в функции дебита жидкости, т.е. представлены следующим образом:
Решение системы определяется по программе, блок-схема которой представлена на рис. 23. Сначала производится определение коэффициентов полиномов /32/ и /33/ с использованием метода наименьших квадратов. В результате общего решения функций /32/ и /33/ мы получим максимальные дебиты жидкости, соответствующие комбинациям различных диаметров НКТ и выкидной линии. Результаты расчётов, т.е. максимальные дебиты qma накоплены в многомерном массиве QMA/(i,3) в целях последующего использования.
Для использовании вышеизложенной программы расчёта определим максимальный дебит фонтанной скважины, параметры работы которой приведены ниже.газовый фактор
Работа скважины исследовалась при двух диаметрах выкидной линии-и трёх размерах НКТ. Результаты представлены на рис. 24. Мак-симальные величины дебитов жидкости скважины в м /сут. следующие:
Определение оптимальных условий работы фонтанных скважин
Значительная часть фонтанных скважин месторождения Алдё характеризуется относительно небольшими дебитами жидкости до 100 м /сут. В этих скважинах применяются НКТ с внутренним диаметром 0,0506 м и 0,062 м. Меньший применяется, в первую очередь, в скважинах с двумя продуктивными горизонтами, где колонны НКТ располагаются параллельно. Таким образом, относительно малые отборы часто осуществляются через НКТ с внутренним диаметром 0,062 м. Задачей настоящего параграфа является анализ работы этих скважин и выбор оптимального диаметра НКТ.
Оптимальный диаметр может быть определён с помощью целого ряда методик. Основной из них считается теория, разработанная А.П. Крыловым [4]. Согласно теории А.П. Крылова самым выгодным является диаметр, при котором продолжительность фонтанирования осуществляется в течение наиболее длительного промежутка времени. Другими словами целесообразным является применение НКТ, обеспечивающих самые большие устьевые давления. Исходя из этого принципа была проанализирована работа десяти скважин, выбранных на месторождении Алдё. Эти скважины являются характерными для фонтанных скважин,оимеющих НКТ с внутренним диаметром 0,062 м и дебит до 100 м /сут.
Характеристика скважин представлена в табл.12. Таблица содержит не только фактические промысловые данные, но и прогнозные величины параметров, характерные для более позднего времени. Параметрами, изменяющимся со временем, являются следующие: пластовое давление р , коэффициенты индикаторной кривой Сип, плас-товый газовый фактор Яг и степень обводненности u . Эти величины были даны специалистами предприятия на основе проекта разработки месторождения. Как видно из приведенных данных, ожидаются уменьшение пластового давления и увеличение обводненности. Следовательно, для сохранения постаянного уровня суммарной нефтедобычи на месторождении, необходимо со временем увеличивать дебит жидкости скважин. Расчёты были произведены с помощью разработанной для этой цели программы на ЭВМ, пощэобно представленной в предыдущей главе настоящей диссертации.
Результаты расчётов для каждой скважины представлены на рис.36-45. Остановимся сначала на некоторых общих замечаниях, касающихся этих результатов и поясним обозначения приведенные на рисунках.
На этих рисунках давление на устье скважины представлено в функции дебита жидкости, а характеристические кривые двух гидравлических подсистем даются для настоящего и будущего времени. Величины дебита жидкости определяются точками пересечения характеристических кривых. Расчёты были проведены для фактического диаметра 0,062 м, а также для ближайших большего и меньшего стандартных диаметров.
Обозначения характеристических кривых р = f / с\ / для подсистемы пласт-скважина в зависимости от размера НКТ являются следующими:Кривые, обозначенные цифрами с запитой характеризуют прогрозные пластоБые условия, прдставленные в табл.12.
Характеристические кривые р = f / с\ / подсистемы сепара-тор-выкидная линия показаны кривыми, обозначенными цифрами 4 и 4 . В тех случаях, когда удельный расход газа со временем не изменялся /см.табл.12/, характеристическая кривая подсистемы будет общей 4.
В настящий момент скважины работают со штуцерами, диаметры которых приведены в табл.12. Характеристическая кривая, соответствующая фактическому диаметру штуцера, и характеризующая подсистему сепаратор-выкидная линия-штуцер, показана кривой, соединяющей точки, обозначенные знаком + . Расчётный дебит скважин на настоящей момент времени определяется пересечением этой кривой и кривой 2, характеризующей НКТ с диаметром 0,062 м.
На всех схемах изображена точка со знаком , нанесённая по фактическим значениям дебита и устьевого давления (табл.12).Перейдем к анализу работы конкретных скважин.Скважина I /рис.36/Расчётный дебит на начальный момент времени определяется точкой пересечения кривой 2, характеризующей работу подсистемы пласт-скважина и характеристической кривой штуцера. Эта точка почти совпадает с данными измерений, обозначенными знаком . Величины максимальных дебитов на поздней стадии разработки месторождения определяются пересечением кривых I -З и кривой 4 (характеристическая кривая подсистемы сепаратор-выкидная линия). Видно, что в этих условиях скважина с НКТ диаметром 0,0742 м уже не фонтанирует. Сохранение уровня дебита жидкости не может быть достигнуто и при других диаметрах НКТ. Для сохранения уровня дебита и его увеличения следует переходит на газлифтный способ эксплуатации.
Скважина 2 /рис.37/Необходимое увеличение дебита жидкости из-за увеличения обводненности является возможным на более поздней стадии с помощью НКТ диаметром 0,0506 м. Применение на этой стадии разработки существующего диаметра НКТ нежелательно, т.к. скважина будет на ходится на пределе фонтанирования (см. кривые 2 и 4 ).
Скважины 3 и 5 /рис. 33 и 40/Сохранение дебитов, характерных для настоящего момента, обеспечивается на более поздней стадии лишь с применением НКТ диаметром 0,0506 м. Увеличение дебита возможно лишь с помощью газ-лифтного способа эксплуатации.Скважина 4 /рис. 39/
Незначительное уменьшение пластового давления приводит на поздней стадии к прекращению фонтанирования скважины, оборудованной НКТ диаметром 0,0602 м. Применяя НКТ с меньшим диаметром возможно дальнейшее обеспечение увеличивающегося дебита жидкости с помощью фонтанной эксплуатации.
Скважины 6-8 /рис. 41-43/Сохранение существующего отбора жидкости на более поздней стадии невозможно через НКТ самого большого размера (0,0742-м). Любой из двух других диаметров пригоден и в будущем.Скважины 9-Ю /рис. 44 и 45/
На поздней стадии существующий дебит по нефти не может быть обеспечен ни одним из применяемых диаметров НКТ. Дальнейшее уменьшение диаметра НКТ повидимому, привело бы к увеличению дебита, но НКТ меньшего диаметра, чем 0,0506 м в стране не применяются. В этих скважинах единственной возможностью увеличения дебита является применение газлифтного способа.
На основании результатов анализа можно утверждать, что во всех исследованных скважинах применение НКТ с внутренним диаметром 0,0506 м приводит к увеличению давления на устье. Это справедливо и в настоящий момент и на поздней стадии разработки.
Расчёты газлифтных скважин месторождения Алдё
В параграфе II.4. была разработана методика для моделирования работы скважины при непрерывной газлифтной эксплуатации. Воспользуемся ею для анализа работы конкретных скважин. В данном случае разделение гидравлической системы скважины целесообразно сделать на устье скважины, т.е. в точке соединения 4 на рис.29. Таким образом мы получим две подсистемы: подсистему пласт-НКТ и подсистему сепоратор-выкидная линия. При расчёте взаимодействия двух подсистем используются программы для ЭВМ, изложенные в главе II.
В таблице 13 содержафтся промысловые данные для б газлифтных скважин. Все скважины имеют НКТ с внутренним диаметром 0,0506 м. Кроме необходимых геометрических размеров в таблице приведены параметры индикаторной кривой, фактический дебит жидкости скважин и удельный расход газа. Скважины 1-3 эксплуатируют 2 пласта и в выкидной линии их продукция объединяется. В расчётах дебит параллельно работающих пластов принят равным дебиту, указанному в таблице.
На рис. 46-51 приведены результаты расчётов для условий, отвечающих рассмотренным скважинам. На графиках представлены характеристические кривые двух гидравлических подсистем при разных общих газовых факторах R. Совместная работа возможна в точках пе ісшлица. ±о ресечения кривых, с соответствующими значениями R . Характеристическая кривая подсистемы сепаратор-выкидная линия нарисована пунктиром, а характеристическая кривая подсистемы пласт-скважина непрерывной линией. Точки совместной иаботы соединены жирной линией. Также изображена и обозначена знаком точка, определённая фактическими величинами дебита жидкости и давления на устье скважины.
В табл.14 представлены расчётные величины дебитов жидкости скважин ПРИ разных значениях R . Сопоставление действительных и расчётных дебитов (табл.13 и 14) показывает, что факти ,дебитьіі ческие жидкости меньше, чем их величины на жирных кривых рис.46 51 при общих газовых факторах R приведенных в табл.13. Причиной этого является применение штуцеров на устье скважин для ограничения дебитов жидкости. Вертикальное расстояние между точкой измеренного давления на устье скважины (со знаком ) и жирной кривой показывает перепад давления в штуцере и характеризует непроизводительные потери энергии.
Исследование графиков, на которых представлены расчётные результаты, показывает, что при непрерывном газлифтном способе эксплуатации из каждой скважины молшо было бы осуществлять намного большие отборы. Дебиты молшо увеличить более чем в два раза. Можно также утверждать, что увеличение удельного расхода газа выше определённой величины приводит к уменьшению дебита жидкости скважин. В исследованных скважинах величина предельного га 3 3 зожидкостного отношения примерно равна 200 м /м . Она определяетсобой оптимальный удельный расход газа. Как указывалось выше, заоптимальный режим работы газлифтной скважины принимается такой, при котором осуществляется максимальный отбор жидкости.
Результаты расчётов по этим скважинам представлены также в координатах q -q (рис.52). Расход газа q является расходом нагнетаемого газа, его расчёт производится по уравнению /33/. Кривые q = f (сг) могут быть использованы для определения оптимального распределения закачиваемого газа по скважинам, как это указывалось при анализе рис.35.
Параметры рассмотренных скважин являются характерными для скважин месторождения Алдё, эксплуатирующихся непрерывным газ-лифтным способом. Таким образом, выводы, сделанные в результате анализа расётных данных, действительны для всех газлифтных скважин :а./ Устьевой штуцер в значительной мере снижает эффектвность работы скважин. Если в связи с проектом разработки является необходимым ограничение дебита скважин, то более экономичным будет уменьшение объёма закачиваемого газа. По графикам типа представленных на рис.52 можно определить объём закачиваемого газа в соответствии с планируемым дебитом.б./ По скважинам, для которых проектом разработки дебит не ограничивается, его можно увеличить примерно в два раза. Пропускная способность оборудования позволяет это осуществить.в./ Для всех скважин может быть определена оптимальная величина удельного расхода нагнетаемого газа. Нагнетание большего количества газа не приводит к увеличению дебита жидкости. Для рас-мотренных скважинах величина предельного газожидкостного отноше г./Оптимальное распределение суммарного расхода нагнетаемого газа для группы газлифтных скважин или для всего нефтяного месторождения может быть осуществлено с помощью построенных для скважин характеристических кривых Яг Яж (Рис«52). Решение данной задачи не является целью диссертации, так как в настоящее время на месторождении Алдё потребность нагнетаемого газа небольшая. Однако, позже, когда, с одной стороны из-за увеличения числа скважины при газлифтном способе эксплуатации, а с другой стороны из--за уменьшения пластового давления, расход нагнетаемого газа по скважинам увеличится, данная проблема потребует своего решения. В этом случае разработанные характеристические кривые, представленные на рис. 52 послужат основой оптимизации.
