автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Оптимизация газлифтного способа добычи нефти с применением имитационных моделей

МИНИСТЕРСТВО ТОПЛИВА И ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ВСЕРОССИЙСКИЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ НАУЧНО-ИССЛЦЦОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ИМЕНИ АКАДЕМИКА Л.П.КРЫЛОВА (ВНИИнефть)

На правах рукописи

ИСАЫГУЛОВА РШ.1А КАШФИЛЕВНА

УДК 622.276.52.001.57

ОПТИМИЗАЦИЯ ГАЗЛИФТНОГО СПОСОБА ДОБЫЧИ НЕФТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ИМИТАЦИОННЫХ МОДЕЛЕЙ

СПЕЦИАЛЬНОСТЬ 05.15.06 - Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

МОСКВА, 1992

и.

Работа выполнена во Всероссийском нефтегазовом научно-исследовательском институте имени академика А.П.Крылова / ВНИИнефть /

Научные руководители : доктор техничеких наук, профессор В.П.Максимов; доктор технических наук, профессор Р.А. Максутов

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор М.М.Сатгаров кандидат технических наук, А.Р.Каплан

Ведущее предприятие : Нижневартовский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа НижневартовскНИПИнефть

Защита диссертации состоится "36 " ЛЗ^СРОЛ"? 1992г. в '•/О часов на заседании специализированного совета Д. 104.02.01 Всесоюзного нефтегазового научно-исследовательского института / ВНИИнефть/ по адресу: Москва, 1-й Дмитровский проезд, 10

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке института.

Отзыв на автореферат просим присылать в двух экземплярах с подписью, заверенной печатью, ученому секретарю специализированного совета Д. 104.02.01 по тому же адресу.

Автореферат разослан ЛнЛа/Л, 1993г.

Ученый секретарь специализированного совета

к.г.- м.н.

М.М.Максимов

(М.ЩЛЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность. Н настоящее время крупнейшие нефтяные месторождения Западной Сибири ( Самотлорское, Федоровское, ((раплинское, 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 компрнмированного 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 надежным« 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 проектировании 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, работающими 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.

Наущая 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 нова» методика проектирования газлифтных установок, оборудованных гаалифтными клапанами, работающими от давления в газовом и газожидкостном потоках, позволяющая осуществлять процесс оптимизации газлифтной установки на основе многопараметрического критерии оптимальности.

4. Разработан гаэлифтный клапан,позволяющий осуществлять автоматический запуск(перезапуск) скважины и поддерживать заданное забойное давлейие 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

: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 газлифтиых 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.

Содержание работы

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цель и задачи исследования.

В первом разделе проведен анализ существующих методик проектирования газлифтных установок, показано влияние расстановки клапанов в скважине на процесс износа клапанов, сформулированы основные требования, предъявляемые к технологии эксплуатации газлифтной скважины, сделан анализ существующих методов получения характеристических кривых работы газлифтных скважин, сформулированы основные цели исследования.

В результате изучения и анализа существующих методик проектирования отмечено, что все они различаются :

используемыми физико-математическими моделями, описывающими процессы, происходящие в скважине при ее эксплуатации;

q

- во-вторых, методическими подходами к проектированию;

- в-третьих, кригсриями оптимальности и ограничениями.

В данном исследовании основное внимание уделено методологии проектирования . В разработанных в настоящее премя методиках по разному делается выбор переходного давления к следующему клапану, расчет и выбор величины снижения давления raía, необходимого для закрытия пусковых клапанов. Ни в одной из методик не учитывается изменение буферного давления с изменением режима работы скважины, не учитывается возможность гибкого регулирования режима эксплуатации, что в дальнейшем отрицательно сказывается на показателях надежности и эффективности работы. В большинстве методик конечной целью проектирования является достижение максимально возможной точки ввода газа при заданном ограничении на забойное давление. Стремление к максимальной глубине точки ввода газа оправдано, так как в конечном итоге это приводит к уменьшению удельного расхода газа. В то же время опыт газлифтной эксплуатации показывает, что нельзя ограничиваться только этим требованием.

Например, анализ работы клапанов в скважинах Самотлорского месторождения показал, что в большинстве случаев причиной их отказа ( быстрого выхода из строя ) является пульсирующая работа скважин. Это объясняется не только недостаточной технической надежностью клапана ( конструкция, материалы, из которого он изготовлен и так далее ), но и неоптимальной расстановкой клапанов в скважине , то есть методикой проектирования . Клапаны , рассчитанные на определенный режим работы, реагируют на его изменение резким переходом с одной характеристики на другую. Периодически открываются и закрываются , если произошло изменение режима, и новая точка попала в переходную область, где одновременно работают два клапана. Эти перемены состояния в конце

концов приводят к их быстрому износу, что и доказывается практикой их эксплуатации.

С целью повышения качества и уровня проектирования , обеспечения нормальной работы скважины в процессе эксплуатации Самотлорского месторождения были выработаны технологические требования, которые необходимо выполнять при выборе компоновки для конкретной скважины и при ее эксплуатации. Они заключаются в обеспечении автоматического запуска хкважины, возможности гибкого регулирования ее работы, повышения надежности газлифтной установки, надежности ее работы при изменении условий эксплуатации, качественной диагностики неисправностей в процессе работы.

На результаты проектирования значительное влияние оказывают и исходные данные. Специфика эксплуатации нефтяных месторождений такова, что не всегда имеется возможность определить точные значения параметров, закладываемых в расчет, поэтому приходится пользоваться теми значениями, которые представляются наиболее близкими к истинным значениям, что естественно накладывает некоторую ошибку.Определение значений исходных параметров осуществляется не только путем прямого измерения, но и косвенно, что увеличивает ошибку. Создание более точной измерительной аппаратуры является не только сложной задачей, но и не всегда приводит к желаемым результатам. Поэтому в данных условиях более эффективной оказывается разработка нового газлифтного клапана, работающего от давления в газожидкостном потоке, позволяющего спроектировать газлифтную установку в условиях неполной информации и обеспечивающего надежную и эффективную работу скважины.

Таким образом, анализ газлифтной эксплуатации скважины с точки зрения методологии проектирования, технической и технологической

сторон позволило выделить п сформулировать основные задачи диссертационном работы.

Во втором разделе дано краткое описание физико-математических моделей процессов,происходящих и скважине, принятое при создании имитационных моделей. Описан метод и алгоритм построения характеристическом кривой О = Г(У) работы газлифтной скважины с выявлением зон устойчивой одноточечной инжекции газа.

Разработкой физико-математических моделей газожидкостного потока занимались многие авторы, поэтому для решения поставленных в данной работе задач были использованы существующие уже адаптированные к конкретным характеристикам месторождений методики.

Характеристическая кривая, представляющая собой зависимость дебита жидкости от расхода закачиваемого газа, является показателем работы скважины и несет много информации, позволяющей прогнозировать и регулировать эксплуатацию устано'вки.Теоретическое построение характеристической кривой есть имитация работы газлпфтной скважины на разных режимах с помощью моделей, описывающих физические процессы в скважине.

В данной работе предложен метод построения характеристической кривой с учетом взаимодействия клапанов, по которому рассчитываются области установившихся режимов с одноточечной инжекцией газа высокого давления и областей, называемых переходными или неустойчивыми, где наблюдается одновременная работа клапанов. Выявление этих зон необходимо для выбора режима работы скважины .чтобы избежать попадания установленного режима в переходную область. При оптимизации работы конкретной скважины и группы скважин характеристическая кривая является незаменимым атрибутом. Кроме того, построение в таком

виде характеристических кривых необходимо для определения критерия выбора оптимальной расстановки скважинных камер. Отличительным признаком предлагаемого способа построения характеристической кривой является то, что для каждого режима осуществляется поиск таких значений параметров, при которых начинается течение газа через нижележащий клапан, и таких режимов, при которых верхний клапан остается открытым. Значения параметров на характеристической кривой, соответствующих вышеотмеченным состояниям газлифтной установки, относятся к неустойчивым областям работы скважины.

Характеристическая кривая строится для готовой компоновки скважины.При этом должны быть известны расстояния до мест установки клапанов, их диаметры и соответствующие им конструктивные характеристики, давления открытия клапанов на стенде, минимальное забойное давление , максимальное рабочее давление газа и другие необходимые для такого рода задач данные.Основной целью является определение диапазонов забойных давлений, соответствующих устойчивой работе каждого клапана, если ато действительно имеет место при заданной компоновке.

В третьем разделе диссертации поставлена и решена задача проектирования газлифтной установки с учетом недостатков, присущих применяемым в настоящее время методикам, и технологических требований, сформулированных в первой главе. Разработан новый критерий выбора оптимальной установки. Предложен алгоритм расчета параметров газлифтных клапанов при заданных глубинах расположения скважинных камер.

Задача но проектированию размещения скважинных камер и расчета параметров работы скважины формулируется следующим

образом.

Для конкретном скважины считаются известными:

- конструкция скважины ;

- фнзнко- химические свойства нефти, газа и полы;

- нластопое давление;

- коэффициент продуктивности;

- проектное забойное давление или проектный дебит жидкости;

- обводненность жидкости;

- типы и характеристики существующего оборудования (НКТ, мандрелей, газлифтных клапанов);

- пусковое давление газа на устье;

- зависимость устьевого давления от режимов работы скважины.

Необходимо расссчитать оптимальное размещение мандрелей для

газлифтных клапанов в скважине, выбрать типоразмеры газлифтных клапанов, вычислить параметры их настройки с учетом экономико-технологических требований при ограничении на величину эксплуатационного забойного давления. Значение забойного давления не должно быть меньше минимально-допустимой величины.

Задача расчета оптимального размещения клапанов в скважине по сути является многокритериальной. Требуется скомпоновать оборудование в скважине таким образом, чтобы расход газа на подъем одной тонны жидкости был минимальным, надежность работы газлифтного оборудования( клапанов ) - высокой, чтобы было возможно гибкое управление режимами скважины и реализуем автоматический запуск и перезапуск скважины, потери в добыче -минимальными.

Одновременное выполнение этих условий не является возможным. Более глубокая установка рабочего клапана способствует уменьшению удельного расхода газа, но сужает области устойчивой работы

клапанов, снижает вероятность автоматического запуска и перезапуска скважины и надежность работы газлифтных клапанов.

Таким образом поставленные условия противоречат друг другу, но значимость каждого из них высока и может меняться как для разных этапов разработки месторождения, так и для различных условий эксплуатации скважины. В связи с этим появляется необходимость в разработке такого критерия оптимальности, который бы включал в себя суммарное влияние разного рода факторов и требований, предъявляемых к конечным результатам проектирования.

В диссертационной работе предлагается критерий выбора оптимальной установки, в котором и учтены сформулированные выше требования:

К = К, К + К 'К +К. К + К К + К. К ор> 1 я 2 ЦБГ 3 (1 4 5 11

К

где ^ - коэффициент, учитывающий требование по достижению проектного дебита;

I/

цзг - коэффициент, характеризующий среднеинтегральный дебит установки по всему диапазону режимов работы скважины;

I] - коэффициент, отражающий возможность гибкого регулирования работы установки на пусковых клапанах;

П\у " коэффициент определяет возможность регулирования работы установки на последнем ( рабочем ) клапане;

1/

„ - коэффициент характеризует надежность работы

клапанов;

К К К К К 1> 2. 3 . 4 . 5 - коэффициенты, позволяющие

усиливать или ослаблять влияние каждого фактора .

Коэффициенты Кц и Кцчг определяются следующим образом:

V ^/рл '

где Q''"'1 максимальным дебит жидкости при работе последнего клапана;

Qn - проектный дебит жидкости; н - число мандрелей;

S. - область устойчивой работы i-ro клапана; SHl - переходные области работы газлифтной установки; (Vg )t- расход газа, обеспечивающий проектный дебит жидкости при его закачке через теоретическую точку ввода. 4

Коэффициент ^показывает долю, которую составляет максимальный расчетный дебит от проектного . Эта величина должна стремиться к единице так же, как и значение коэффициента К^, характеризующего среднейнтегральный дебит.

Коэффициенты К и К^ количественно отражаю) работу скважины в области устойчивых режимов и определяются по формулам;

\= pW<Vt • V= DV <Vt ,

где DVgj^ - интервалы расходов lasa для рабочих областей 1-х клапанов;

DVgr - интервал расходов газа для рабочей области последнего клапана; Коэффициент надежности рабсны клапана определяется следующим образом;

- - „ / Г)-1

К = ( П - 1 ) • С / ( &ск1 i ,

mi

где d .-'минимальный диаметр клапана из имеющихся типоразмеров; d .- диаметр отверстия седла i-го типоразмера клапана.

CKL

Поскольку размеры зон устойчивой и пульсирующей работы скважины зависят от мест установки клапанов, то естественно при выборе оптимальной компоновки иметь несколько разных вариантов размещения клапанов в скважине. Как уже отмечалось ранее, расстояния до точки ввола сжатого газа, начиная со второй, определяются величиной переходного давления к следующему клапану, но выбор этой величины, предлагаемый в применяемых в настоящее время методиках проектирования не для каждой скважины является оптимальным, что и становится очевидным после получения характеристических кривых с учетом взаимодействия клапанов. Следовательно делать выводы об оптимальности размещения клапанов можно только после построения характеристической кривой с выявлением зон устойчивой и неустойчивой работы скважины.

В работе предлагается осуществлять выбор.переходных давлений в широкой области, которая ограничивается прямыми линиями (называемыми переходными ) с разными значениями коэффициентов "а" и "в" в уравнении прямой Рп = а+ вН(Рп- переходное давление на глубине Н). Так как прямого пути определения коэффициентов в уравнении этой прямой пока нет, то можно отметить лишь разумные границы их изменения . Коэффициент "а" определяет давление в газожидкостном потоке,поэтому его значения могут варьироваться от величины, равной минимальному давлению газожидкостной смеси на уровне первого клапана до величины давления газа . Углы наклона прямой выбираются таким образом, чтобы давление в потоке жидкости на глубине скважины находилось в интервале между минимальным значением давления в потоке газожидкостной смеси и давлением газа на этой же глубине.

Таким образом, чтобы спроектировать установку близкую к оптимальной требуется провести следующие вычисления :

-рассчитать компоновки для различных значении коэффициентов "а" м "в" прямой переходных давлений,

-построить характеристические кривые juin л их компоновок с учетом взаимодействия клапанов;

-определить площади под характеристическими кривыми для устойчивых и переходных областей работы клапанов и вычислить необходимые коэффициенты;

-определить критерий оптимальности.

В качестве оптимального рекомендуется выбрать проект с наибольшим значением К^, который характеризует наилучшие показатели с точки зрения учета совокупности различных факторов: устойчивой и надежной работы клапанов, возможности смены режима скважины, автоматического запуска и перезапуска скважины.

Методика проектирования отражает процесс запуска скважины, то есть процесс, в котором постоянно меняется режим работы, поэтому при расчете конкретной компоновки учитывается изменение буферного давления с изменением режима При адаптации к конкретным условиям предлагается использовать экспериментальные зависимости устьевого давления от расхода газа Г( V^). При отсутствии таких данных устанавливается минимальное РУ и максимальное l>V„, шаченин

' тип mat

устьевого давления. По этим граничным значениям строится прямолинейная зависимость Ру= f ( которая и является

ориентировочной при проведении проектных расчеюв. Значение используется при режиме с нулевым расходом газа. Максимальное значение устьевого давления выбирается в зависимости от типа фонтанной арматуры и дебита жидкости . Величина сброса давления газа рассчитывается таким образом, чтобы обеспечивалось закрытие верхних клапанов.

В четвертом разделе дается апали> работы применяемых газлифтных клапанов и влияние их характеристик на технологию процесса эксплуатации скважин. Предлагается новый вид клапана, позволяющего осуществлять автоматический запуск и поддерживать забойное давление в процессе эксплуатации скважины, спроектированной в условиях неполной информации.

В практике эксплуатации месторождений Западной Сибири широко применяются сильфонныс клапаны в качестве пусковых и рабочих. Работа пусковых клапанов в основном происходит под воздействием давления закачиваемого газа, но при этом не исключено влияние на его состояние давления жидкости. Рабочий клапан регулируется давлением газожидкостной смеси в лифте ,при этом вероятно действие на его состояние давления закачиваемого газа. Несмотря на то, что эти клапаны повсеместно применяются, по конструкции и технологии они имеют ряд недостатков, сильно сказывающихся на эффективности работы скважинной установки. К ним можно отнести малую вероятность автоматического запуска и (или) перезапуска скважины в эксплуатацию с меньшим количеством клапанов при ограниченном давлении закачиваемого газа; возможность открытия пусковых клапанов при колебании рабочего давления газа; возможность попадания в области неэффективной работы газлифтных клапанов при регулировании режима эксплуатации скважины путем изменения расхода закачиваемого газа; неспособность поддерживать проектное забойное давление в процессе эксплуатации скважины в случае изменения давлени ' (; системе нефтегазосбора, газораспределения, и (или) продуктивного пласта.

Эти недостатки отрицательно сказываются не только на технологии проведения процессов добычи, но и на проектировании мест установки мандрелей и выбора оптимального режима работы

скважины. Это прежде всего связано с получением точной расходной и других характеристик клапана , определить которые экспериментально в условиях, приближенных к скважинным, довольно трудно. Поэтому при проектировании используются характеристики клапана, полученные расчетным путем, заведомо отличающиеся от фактических значений и это влияет на результаты расчета многих параметров работы клапана и скважины в целом.

Так,например,величина перемещения штока пускового клапана и соотношение площади шара, на которую - воздействует давление в потоке жидкости, и эффективной площади сильфона используются при расчете давления зарядки клапана.А давление зарядки клапана в свою очередь учитывается при определении давления открытия клапана в условиях скважины. Характеристики применяемых клапанов законы, что в зависимости от степени их открытия необходимо снижать соответственно давление таза, чтобы клапаны закрылись. А для эффективной работы скважины с инжекцией газа через рабочую точку как раз требуется, чтобы пусковые клапаны были закрыты, поэтому неизбежно приходится заряжать клапан таким образом, чтобы при начале течения газа через следующий клапан давление газа посредством регулирования расхода газа снижалось. Это приводит к тому, что расчетная, а следовательно и фактическая рабочая точка ввода газа завышается, и соответственно увеличивается удельный расход газа,то есть давление таза исполмуется не иолнооью.

Продолжая исследования проблемы использования данного типа клапанов на уровне проектирования [азлифшой уочиЛшки еще раз отметим,что не вся исходная информация .используемая при решении задач газлифтной эксплуатации , достоверна. Поэтому на практике приходится наблюдать реализацию заданных первоначально режимов при других параметрах. Кроме того факторы, влияющие на процесс

эксплуатации меняются по времени, и таким образом приходится идти на определенные расходы, чтобы ослабить влияние ошибок, неизбежных при расчетах вследствие объективных причин ( недостоверность информации, допущения принятые в методиках, описывающих физические процессы, характеристики и принцип действия применяемого оборудования) .То есть остается проблема поддержания заданного режима при вариации внешних факторов воздействия относительно первоначально заданных в расчете. Для применяемых типов клапанов решение данной проблемы из - за особенностей их конструкции становится трудно осуществимым. Методики расчета усложняются и уточняются, становятся более гибкими, но это не всегда приводит к ожидаемому эффекту по причинам, которые уже указывались выше. Поэтому наступил этап, когда для повышения эффективности работы газлифтной установки приходится концентрировать внимание на конструкции клапана н менять ее в соответствии с поставленными технологическими задачами.

С целью поддержания заданного режима эксплуатации, увеличения эффективности работы установки, возможности осуществления автоматического запуска с постоянным давлением газа и частичного разрешения других проблем в данной работе предлагается клапан, который может быть использован как в качестве пускового, так и рабочего.Этот клапан регулирует давление в потоке жидкости и на забое скважины за счет автоматического изменения пропускной способности по рабочей среде ( сжатый газ ). Это возможно за счет дополнительного открытия или перекрытия проходного сечения входных каналов при перемещении штока (затвора) после изменения давления жидкости п скважине, действующего на него через выходные каналы. При данной конструкции пусковых и рабочего клапана не требуется снижать рабочее давление газа,чтобы закрылись пусковые

клапаны, вследствие того, что они управляются только давлением газожидкостной смеси, то есть полностью исключено действие давления газа на его состояние. Это достигается тем, что площадь затвора равна эффективной площади спльфона, а суммарная площадь входных каналов в виде продольных прорезей для закачиваемою газа меньше , чем площади выходных каналов , что обеспечивает дросселирование газа на входных прорезях при открытом положении затвора. Таким образом, повышается эффективность использования рабочего газа высокого давления, упрощается методика проектирования расстановки мандрелей для такого типа клапанов, исключается взаимодействие между ними при эксплуатации скважины.

Предлагаемый клапан был испытан В НГДУ "Белозериефть". Испытания газлифтного клапана были проведены на скважине N3967 (куст 150) в соответствии с программой и методикой испытаний ГК 044 ИМ .Скважина N3967 первоначально ( до проведения испытаний ) была оборудована одним пусковым клапаном пша 5Г- 25 и рабочим клапаном в виде диафрагмы. Анализ результатов работы скважины показал, что она не была запущена в эксплуатацию через рабочую точку ввода газа.инжекция газа осуществлялась через пусковой клапан. По состоянию на I 1.06.921. давление рабочего газа составило 9.4 МПа, расход газа через регулятор - 5000 им / сут, забойное давление 18.15 МПа. Затем пусковой клапан 5Г - 25 и диафрагма были заменены 22.07.92г. на кплифтые клапаны, разработанные в соответствии с техническим заданием ГК 044 ТЗ. Первый клапан был установлен в качестве пусковою и заряжен на давление открытия 7.5 МПа от потока жидкости. Л второй - назначен рабочим и заряжен на давление 9.9 МПа, с учетом того, чтобы при эксплуатации не было прорыва газа через башмак груб и давление на забое поддерживалось автоматически на уровне 15 МПа.

В процессе запуска и эксплуатации скпажпнм регулятор расхода газа был снят из зоны регулировании расхода газа, так как необходимый расход устанавливает сам газлифтныи клапан и при этом давление рабочего газа практически равняется давлению в газораспределителе. Первоначально газ вводился через первый, то есть пусковой клапан, о чем свидетельствуют результаты исследовании 30.07.92г.'.рабочее давление составило 9.6 МПа, расход газа 4000-6000 нмЗ/сут, уровень жидкости на глубине 1082м ( выше рабочего клапана) и соответственно забойное давление 16.7 МПа. В результате повторного исследования скважины 5.08.92 г. установлено, что она автоматически выведена на установленный режим через рабочий газлифтный клапан :рабочее давление газа составило 9.8 МПа, расход газа ЮОООнмЗ/сут, уровень жидкости 1237 м ( ниже рабочего клапана ) и соответственно забойное давление 15.6 МПа . А 6.08.92г. ( по часовым замерам ) скважина работала с давлением газа 9.6 - 10.2 МПа, расходом газа 8000 - 10000 нмЗ/сут и устьевым давлением газожидкостной смеси 0.9 - 1.2 МПа, что свидетельствует о регулировании забойного давления за счет изменения расхода газа через клапан при колебании рабочего давления газа и устьевого давления газожидкостной смеси.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1.Разработан комплекс имитационных моделей для решения практических задач газлифтной эксплуатации на ПЭВМ.

2. Обобщены и обоснованы технологические требования к проектированию и эксплуатации газлифтных скважин.

3. Проанализированы существующие методические подходы к решению задачи проектирования газлифтных установок и выявлены пути

повышения эффективноеш проектирования.

4. Разработана и защищена авторским свидетельством методика построения характеристической кривой работы шзлифтной скважины с выявлением зон неэффективной работы установки .

5. Разработана методика проектирования газлифгной установки с клапанами, работающими от давления газа и от давления в потоке газожидкостной смеси.

6. Предложен и обоснован многопараметрический критерий выбора оптимальной расстановки скважинных камер.

7. Разработаны алгоритмы и программы расчета расстановки клапанов в скважине, реализованные на ПЭВМ .

8. Разработан и защищен авторским свидетельством глзлифтный клапан, управляемый давлением в потоке гаюжидкостной смеси, клапан прошел испытания в промысловых условиях.

9. Разработана методика расчета параметров клапанов, управляемых давлением газожидкосгной смеси при фиксированных глубинах установки мандрелей в скважине.

По теме диссертации опубликованы следующие работы

1.Максимов В.П., Влюшин В.Е., Исангулова Р.К. Алгоритм для расчета оптимального режима работы газлифтной скважины/ Нефтепромысловое дело и транспорт нефти.-М.-1984.-вып.11.

2.Максимов В.П., Влюшин В.Е.,Исан| улова Р.К. Статистическая постановка задачи проектирования газлифтной эксплуатации нефтяных скважин в условиях морской добычи /НТС основных исследований и проектирования технических средств освоения морских, нефтяных и газовых месторождений.-Рига,- 1985,- с.21-25.

3.Соколов А.Н., Исащулова Р.К. Автоматизация моделирования

работы газлифтиой скважины //Нефть и газ Западной Сибири ( Тезисы докладов 2-й Всесоюзной научно-технической конференции )- Тюмень. - I989.-c.39.

4. A.c. N 1573143 (СССР). Способ управления работой газ-лифтной скважины. Мусаверов.Р.Х., Шарифов.М.З, Исангулова.Р.К . Опубл. Б.И. N23 - 1990.

5. A.c. N1751299 Устройство для регулирования режима работы газлифтной скважины. Шарифов.М.З., Леонов В.А.,Исангулова Р.К. и др. - 1992.

6. РД 39-0147035-221-88 "Методика расчета установки клапанов в газлифтных скважинах" .-М.: ВНИИ, 1988.-69 с.

7. РД 39-0148070-237-88Р " Руководство по расчету газлифтных установок".- Тюмень.: СибНИИНП, 1988.- 1 15 с.