1 SELECTION OF OPERATING PRACTICES FOR WELL OPERATION REGARDING "FORMATION - GAS-LIFT UNIT" SYSTEM Aleksey N. Ivanov, Anatoly S. Kutovoy, Cao My Loi, Arnold K. Karapetov (JVVietsovpetro, Vietnam) ВЫБОР ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН С УЧЁТОМ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ СИСТЕМЫ ПЛАСТ – ГАЗЛИФТНЫЙ ПОДЪЁМНИК

2 В процессе разработки нефтяной залежи с искусственным упруго-водонапорным режимом динамическая система пласт-скважины формирует неравные, постоянно меняющиеся условия их работы. В связи с этим, возникают текущие проблемы оптимизации газлифта, которые требуют оперативного участия технологов с целью дальнейшего регулирования режимов по группам или по скважинам. В процессе разработки нефтяной залежи с искусственным упруго-водонапорным режимом динамическая система пласт-скважины формирует неравные, постоянно меняющиеся условия их работы. В связи с этим, возникают текущие проблемы оптимизации газлифта, которые требуют оперативного участия технологов с целью дальнейшего регулирования режимов по группам или по скважинам.

3 С целью выбора оптимальных технологических режимов совместной эксплуатации пласт– газлифтный подъемник, нами рассмотрена методика первичной оценки взаимного влияния добывающих и нагнетательных скважин с последующим делением их на группы по степени взаимодействия. Такой подход предполагает применение системных методов с привлечением математической статистики и т. д. С целью выбора оптимальных технологических режимов совместной эксплуатации пласт– газлифтный подъемник, нами рассмотрена методика первичной оценки взаимного влияния добывающих и нагнетательных скважин с последующим делением их на группы по степени взаимодействия. Такой подход предполагает применение системных методов с привлечением математической статистики и т. д. В качестве примера рассмотрены группы скважин, эксплуатирующих залежи нижнего миоцена м/р Белый Тигр и условно замкнутую залежь трещиноватого гранитоидного фундамента м/р Дракон.

4 Рис. 1. Месторождение Белый Тигр. Нижний миоцен(Северный свод)

5 Взаимодействие нагнетательных и добывающих скважин оцениваем ранжированием по следующим параметрам: Взаимодействие нагнетательных и добывающих скважин оцениваем ранжированием по следующим параметрам: A. Месторасположению забоя скважин. A. Месторасположению забоя скважин. B. Пластовому давлению. B. Пластовому давлению. C. Степени обводнения продукции. C. Степени обводнения продукции. D. Дебиту скважин. D. Дебиту скважин.

6 Исходными данными для ранжирования являются поинтервальные замеры ГИС, схемы размещения скважин, карты изобар, схемы вскрытия пласта, конструктивные особенности скважин, контуры заводнения. Эти параметры вносим в графы табл.1 под указанным символом. Оценку согласованной работы скважин выполняем посредством матрицы согласований.

7 Скв \ 93 60\ 93 ABCDABADABCABCABBCABC 101AC 98 \ \101 ABCADABCABCABCDBCABC 117ACABCD 806\ \ 117 ADABABABCDBCABC 136BB 809\ \136 AADA 145ACABCDABCD 815\ \145 ABCDABABCDABCABC 705ACABCDABCDABCD 816\ \705 ABCABCDABCABC 708AAACDAA 817\ \708 AABBC 710BDBBBDCD 917\ \710 ABC 74ACABCABCABCABC 202\74 202\74 130ACABCABCABCABCABC 919\ \130

8 По результатам ранжирования скважины в зонах I и II разделяем на три группы: 1. Согласованной работы скважин в системе ППД. 2. Не выраженного взаимовлияния скважин в системе ППД. 3. Независимой работы скважин в системе ППД.

9 В дальнейшем, текущие показатели скважин рассматриваются по группам. К примеру, в 1-й группе скважин для регулирования газлифта необходимо провести оптимизацию работы системы ППД. Скважины 2-й и 3-й группы могут быть объектом регулирования газлифта без предварительных условий.

10 Особое место в группировании скважин занимают небольшие месторождения, которые разрабатываются по одному геологическому объекту, с однородной гидродинамической характеристикой пласта. В этом случае все эксплуатируемые скважины включаются в одну группу без предварительного ранжирования.

11 Юго-восточный участок м\р Дракон

12 К такой группе скважин можно отнести скважины, разрабатывающие юго-восточный фундамент м\р Дракон. Весь юго-восточный участок м\р Дракон предполагается гидродинамически замкнутой системой.

13 Газлифтная характеристика скважины связывает между собой расход газа и дебит жидкости, и для обеспечения прироста добычи нефти необходимо иметь связь между дебитами жидкости и нефти Qн(Qж).

14 Зависимость дебита нефти от дебита жидкости Qн=0,437 * Qж

15 Оптимальный режим выбирается по групповой характеристике исходя из условия: где a – эвристический коэффициент успешности Гурвица; Qмак.ж.- соответствует максимальной величине отбора жидкости, м3/сут; Qмин.уд.расх. - отбор жидкости, соответствующий минимальному удельному расходу газа, м3/сут. Qопт.ж= a * Qмак.ж. + (1-a)*Qмин.уд.расх.,

16 скв.Qж,м 3 /сутQн,м 3 /сутVг,м 3 /сутR,м 3 /м ,647, ,536, ,286, , ,147, ,631, ,133, ,254,4 Технологические параметры работы газлифтных скважин м/р Дракон

17 Максимальный расход жидкости равен Qмак.ж= 421м3/сут по скважине 302. Минимальный удельный расход газа реализуется на скв.309 и равен 31,7м3/м3. Соответствующее значение дебита жидкости Qмин.уд.рас.= 240м3/сут. Qопт.=0,437*400+0,563*240=319 м3/сут.

18 Зависимость дебита от расхода компримированного газа

19 Таким образом, реализация системных методов при выборе оптимальных технологических режимов эксплуатации газлифтных скважин позволяет применить селективное регулирование по группам скважин и дает возможность уменьшить затраты при максимально возможной добыче флюидов.

20 Доклад окончен. Доклад окончен. Спасибо за внимание. Спасибо за внимание.