ИННОВАЦИИ БИЗНЕСУ

В первоначальный момент, когда все скважины рассматриваемой системы (не только газлифтные) эксплуатируются на каких-то (заданных) технологических режимах, после сбора промысловой информации разрабатывается и идентифицируется (корректируется) по фактическим экспериментальным данным физико-математическая модель системы нефтегазосбора. При этом добиваются совпадения рассчитанных давлений с фактическими давлениями на кустах добывающих скважин (расчет давления производится от давления на сборном пункте. Затем делается расчет на максимальное отклонение давлений на кустах добывающих скважин при минимально и максимально допустимых технологических режимах газлифтных скважин, как на отдельных кустах, так и на целых группах кустов, где имеются газлифтные скважины, соблюдая при этом ограничение на ресурс газа высокого давления (ВД) и руководствуясь соображениями оптимальной перегрузки нефтесборных коллекторов. С помощью этой расчетной процедуры находятся минимальные и максимальные значения давлений на кустах скважин (допустимые границы изменения давления на нефтесборном коллекторе), а также давления, при которых система нефтегазосбора и нефтяных скважин будет обеспечивать пропуск максимальных объемов добываемой продукции.

При этом для определения изменения добычи жидкости и нефти, в зависимости от изменения давления на кустах в системе нефтесбора используются зависимости дебитов газлифтных скважин от расхода газа при различных значениях устьевых давлений которые рассчитываются с помощью физико- математических моделей работы газлифтных скважин.

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 перегрузке (изменению технологического режима) системы "нефтегазосбор-нефтяные скважины", при этом регистрируется суммарное изменение добычи нефти и жидкости, а также изменение дебита нефти на газлифтных скважинах. По вновь полученным промысловым данным идентифицируются (настраиваются) физико-математические модели нефтегазосбора и газлифтных скважин.

После этого переходят к адаптивному этапу оптимизации работы системы "нефтегазосбор-нефтяные скважины", для чего по каждой i-той газлифтной скважине определяют отношение изменения дебита нефти (полученного при последнем изменении расхода газа ВД) к изменению расхода газа qik/vik (показатель эффективности используемого газа ВД).

Для каждой i-той газлифтной скважины определяют коэффициент, оптимизирующий (нормализующий) работу системы нефтегазосбора с точки зрения ее рациональной загруженности:

vik+1 = М ( qik/vik Кн iк - 1/n(qik/vik Кн ik), где vik+1 - изменения расхода рабочего агента, тыс.мЗ/сут; qik - изменение дебита нефти, мЗ/сут; i - номер газлифтной скважины;

n - количество газлифтных скважин, участвующих в оптимизации; М - коэффициент, допустимую величину изменения расхода рабочего агента и определяемый экспериментально; Кн iк - коэффициент оптимизации работы системынефтегазосбора

Кн iк= (Рок/Рфнк) ¹ⁿ , где Рок,Рфнк,- соответственно оптимальное и фактическое давление на отдельном участке системы нефтегазосбора, МПа; 1 n - степенной показатель, учитывающий влияние загрузки системы нефтегазосбора, определяемый экспериментально.

Как известно, гидравлический уклон зависит от объемного расхода газового, водяного и нефтяного компонентов, полезным из которых является только последний. То есть в случаях перегруженной системы нефтегазосбора следует решить задачу максимизации пропускной способности системы нефтегазосбора по нефти путем сокращения расхода попутной воды (а значит сокращение средней обводненности добываемой продукции). Для реализации этой цели авторами предлагается пересчитывать вышеназванные участки путем ввода в формулу Кн и дополнительного множителя (Всрк/В ik) ^1В, который непосредственно учитывает затраты на закачку, транспортировку и подготовку попутной воды в системах добычи нефти.

Здесь, В iк, Всрк обозначают соответственно обводненности добываемой продукции на к-том этапе для i-той скважины и для всей системы рассматриваемых скважин.

С учетом обводненности продукции коэффициент Кн iк определяется из следующего математического выражения Кн iк= (Рснк/Рфнк) ¹ⁿ *( Всрк/ bik) ^1b, где В iк, Вср.к - обводненности добываемой продукции i-той газлифтной скважины и средняя обводненность продукции отдельного участка системы; 1в - степенной показатель, учитывающий зависимость затрат на подготовку, транспортировку и закачку попутной воды от общих затрат. Чем больше эта составляющая, тем больше должно быть значение показателя (в конкретном примере расчета lg=0.1).

Если значения на конечных участках нефтесборных коллекторов существенно отличаются от нормальных значений полученных путем имитационного моделирования, то процедура повторяется.

При этом важным сопровождающим условием является увеличение суммарной добычи нефти или (и) сокращение суммарного расхода газа при неизменном уровне суммарной добычи нефти.

Процедура повторяется до тех пор, пока значения давлений на конечных участках нефтесборной сети не будут примерно равны нормальным (оптимальным) значениям давлений, определенным с помощью имитационного моделирования работы системы "нефтегазосбор- нефтяные скважины".

При эксплуатации нефтегазосборных систем в производственной практике часто наблюдается перегруженность отдельных участков нефтегазосборной сети (гидравлический уклон превышает ОЛМПа/км), что приводит к значительным энергетическим потерям (для газлифтных скважин увеличение удельного расхода газа на единицу добываемой продукции). С целью сокращения энергетических затрат в этих случаях следует прежде всего разгрузить вышеназванные участки. Процедура перераспределения газа ВД в системе газлифтных скважин повторяется до тех пор пока наблюдается увеличение суммарной добычи нефти с группы нефтяных скважин, объединенных общей нефтегазосборной системой.