Введение к работе
Актуальность. R настоящее время крупнейшие нефтяные месторождения Западной Сибири ( Самотлорское, Федоровское, f Іраплтіское, Лянторское) эффективно разрабатываются с применением газлифтного способа эксплуатации. Анализ опыта эксплуатации этих месторождений показал, что существуют значительные резервы повышения эффективности работы газлифтных скважин за счет совершенствования методических подходов к проектированию и выбору оптимального режима работы газлифтной скважины, а также технического оснащения газлифтных установок. Практическое применение существующих методик проектирования свидетельствует О том, что расчет конструкции газлифтного подъемника на конкретный режим не обеспечивает возможности гибкого управления процессом эксплуатации скважины. Это означает, что отклонение режима ее эксплуатации от проектного (например, при оптимизации перераспределения ограниченного количества сжатого газа) часто приводит к пульсациям или одновременной работе двух клапанов, что в результате снижает показатели эффективности (энергетические и надежностные )работы установки в целом. Выбор режима газлифтной скважины осуществляется на основе экспериментальной или расчетно-экспериментальной зависимости дебита жидкости от расхода компримировлнного газа ( характеристической кривой), которая строится без учета изменения буферного давления, зон неэффективной работы скважины, в которых возникают пульсации, двухточечная инжекция газа, или не выполняется условие автоматического перезапуска скважины на заданный режим после ее остановки.
Существующие методики расчета параметров газлифтных скважин и
планирования их работы, основываясь на постоянных заранее заданных значениях исходных данных, не решают вопросов достоверности запуска скважины и их устойчивой работы.
На практике при эксплуатации применяются определенные типы клапанов, которые являются не самыми надежными как в техническом, так и в технологическом плане, резко реагируют на малейшие возмущения в системе газлифтного комплекса, что уменьшает срок их службы.
Из вышесказанного следует, что еще не решены многие проблемы в проектировании установок и усовершенствовании технического оснащения газлифтных скважин и даже частичное разрешение этих проблем является актуальным.
Цель работы. Разработка и совершенствование методик проектирования газлифтной установки и выбора оптимального режима работы газлифтной скважины и разработка газлифтного клапана, позволяющих осуществлять такую технологию эксплуатации скважины, при которой обеспечивается:
минимальный удельный расход газа при проектируемом режиме;
успешный запуск и перезапуск скважины в автоматическом режиме;
возможность гибкого регулирования режима ее работы;
надежная и устойчивая работа клапана в широком диапазоне изменения расхода газа;
- эффективная работа установки, спроектированной в условиях
неполной исходной информации.
Основные задачи исследований
I .Анализ существующих методик проектирования газлифтных установок и выбора оптимального режима их работы с целью выявления новых путей повышения эффективности работы газлифтной скважины.
2. Разработка методики построения характеристической кривой
газлифтной скважины с учетом зон взаимодействия газлифтных
клапанов и нахождения на ее основе критерия оптимальности,
учитывающего основные технологические требования, предъявляемые к
эксплуатации газлифтных скважин.
3. Разработка методики проектирования газлифтных установок,
оборудованных клапанами, работагоишми от давления в газожидкостном
и газовом потоках, на основе многопараметрического критерия
оптимальности.
4. Повышение эффективности работы газлифтной установки путем
усовершенствования конструкции!! и технологии применяемых
газлифтных клапанов.
Методы решения поставленных задач. В соответствии с
поставленными задачами строятся имитационные модели процессов, представленные в виде программных модулей, реализованных на персональной ЭВМ на языке программирования СИ. При вычислениях используются известные методы решения дифференциальных уравнений, поиска корня функции, методы интерполяции и другие необходимые операции.
Научная новизна.
I. Впервые разработан расчетно-экспериментальный метод построения характеристической кривой газлифтной скважины с учетом изменения буферного давления и зон взаимодействия газлифтных
клапанов ( подтверждено авторским свидетельством N 1573143 ).
2.Впервые установлен многопараметрический критерий оптимальности газлифтной установки, учитывающий основные технологические требования, предъявляемые к эксплуатации газлифтных скважин.
3. Разработана новая методика проектирования газлифтных установок, оборудованных газлифтными клапанами, работающими от давления в газовом и газожидкостном потоках, позволяющая осуществлять процесс оптимизации газлифтной установки на основе многопараметрического критерия оптимальности.
4. Разработан газлифтный клапан,позволяющий осуществлять автоматический запуск(перезапуск) скважины и поддерживать заданное забойное давление в процессе эксплуатации скважины, спроектированной в условиях неполной информации.( а.с. N1751299 )
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на:
научных семинарах и заседаниях секции ученого совета отдела техники эксплуатации скважин ВНИИнефть;
на научно-технической конференции молодых специалистов во ВНИИнефть ( Москва, 1984 );
- XII научно-технической конференции молодых ученых и
специалистов СибНИИНП, г.Тюмень, 1986г.;
- научно-технической конференции молодых ученых и
специалистов НижневартовскНИПИнефть, г.Нижневартовск, 1987г.;
- научно-технической конференции "Нефть и газ Западной
Сибири",г. Тюмень, 1987г.;
- отраслевой школе-семинаре по вопросам газлифтной добычи
нефти "Диагностика неисправностей оборудования и оперативный
анализ работы газлифтных скважин", г.Сургут, 1989г.;
- 2-й Всесоюзной научно-технической конференции "Нефть и газ Западной Сибири",г.Тюмень, 1989г.
Практическая ценность и реализация результатов работы. По методике проектирования, разработанной в диссертации проведены предварительные испытания на основании результатов расчета по
ическим скважинам, имеющим разные характеристики ( дебит жидкости, обводненность продукции, коэффициент продуктивности, забойное давление, диаметр подъемных труб, способ подачи газа ). По результатам проверки путем сравнительного анализа с расчетами по методике фирмы Камко установлено следующее:
- средний удельный расход закачиваемого газа уменьшается по сравнению с базовым вариантом ( методика фирмы Камко) более чем на
2 S%;
:ы неустойчивой работы установки сужаются, обеспечивается более гибкое регулирование режима работы газлифтной скважины.
На основе характеристических кривых, построенных с помощью имитацинной модели, описанной в диссертационной работе, были выбраны оптимальные режимы для газлифтных скважин в НГДУ "Приобьнефть" и НГДУ "Самотлорнефть". В НГДУ "Приобьнефть" в третьем квартале 1991г. проведена 41 скважина - операция, а в четвертом - 40. Общий экономический эффект составил 246654 руб. В НГДУ "Самотлорнефть" в третьем квартале 1991г.проведено 132 скважины-операции, а в четвертом - 170. Общий экономический эффект составил 494505 руб.
Способ построения характеристической кривой работы скважины с учетом взаимодействия газлифтных клапанов использован при разработке ( институтом НнжневартовскНИПИнефть) стандарта
предприятия СТП 5794054-018-88 "Методика вывода газлифтных скважин на оптимальный режим по малооперационным исследованиям" для ПО "Варьеганнефтегаз". В результате внедрения этого стандарта на 32 газлифтных скважинах НГДУ "Варьеганнефть" получен экономический эффект в сумме 442727 руб. за счет дополнительной добычи 22777 тонн нефти.
Методика проектирования газлифтной установки вошла составной частью в проект стандарта предприятия СТП "Методика проектирования газлифтных установок и подбора газлифтных клапанов".
Разработанный газлифтный клапан был испытан в НГДУ "Белозернефть". Испытания прведены в скважине N3967 ( куст 150) в соответствии с программой и методикой испытаний ГК 044 ПМ.
