Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫМИ НАСОСАМИ С ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕМ ЧАСТОТЫ ТОКА

Изобретение относится к способам гидродинамических исследований нефтяных скважин, оборудованных погружными электроцентробежными насосами (ЭЦН) и станциями управления с частотными преобразователями, и может быть использовано для выбора оптимального режима эксплуатации скважины.

Известен способ воздействия на призабойную зону скважины в процессе ее эксплуатации /SU 1262026, МПК Е21В 43/00, опубл. 1986.10.07/, включающий подключение скважинного электроцентробежного насоса к промышленной электросети через тиристорный преобразователь частоты тока и создание депрессии путем повышения производительности скважинного электроцентробежного насоса за счет увеличения частоты тока.

Недостатком известного способа эксплуатации скважинного насоса является то, что в процессе проведения исследований происходит остановка скважины, что приводит к потерям в добыче нефти.

Известен также способ гидродинамических исследований в скважине, оборудованной установкой электроцентробежного насоса с частотно-регулируемым приводом, выполненным на мобильном транспортном средстве / RU 2370635, МПК Е21В 43/00, Е21В 47/00, опубл. 2008.03.20/, включающий гидродинамические исследования устьевых параметров скважины и жидкости в скважине методом установившихся отборов, определение коэффициента продуктивности пласта при различных забойных давлениях и предельное напряжение сдвига жидкости. Для контроля и автоматической регистрации в цифровом виде устьевых параметров скважины применяют аппаратно-программный комплекс. Коэффициент продуктивности пласта и предельное напряжение сдвига определяют, по меньшей мере, на любых трех частотах питающего напряжения: 40±2, 45±2, 50±2, 55±2 и 60±2 Гц и осуществляют замеры давления и температуры на буфере и динамического уровня жидкости и давления в затрубном пространстве скважины, а также плотности устьевых проб флюидов и дебита. Предельное напряжение сдвига жидкости определяют путем перерасчета результатов измерений в забойные давления с построением в системе прямоугольных координат на плоскости, где на оси ординат откладываются значения забойного давления, а на оси абсцисс - значения дебита, индикаторной диаграммы зависимости дебита от забойного давления, с экстраполяцией до оси ординат, точка пересечения с которой показывает значение забойного давления, выше которого движение пластовой жидкости в скважину не происходит.

Недостатком данного способа по отношению к заявляемому является то, что исследования не включают проведение замеров параметров работы скважины на режимах максимального и минимального отбора жидкости, т.е. исследования проводятся не в полном объеме, что не позволяет установить оптимальный режим работы скважины, при котором происходит снижение обводненности и рост дебита по нефти. Отсутствие термоманометрической системы на приеме насоса не позволяет получить достоверные данные о забойных давлениях в скважине на разных режимах. Кроме того, проводимые исследования не позволяют получить кривую восстановления давления (КВД) ввиду отсутствия перехода с частоты тока, при котором приток жидкости из пласта максимален, на частоту, при котором приток жидкости из пласта минимален.

Известен способ динамической эксплуатации скважины электронасосом с частотно-регулируемым приводом / RU 2322611, МПК Е21В 43/00, Е21В 47/00, опубл. 2008.04.20/, основанный на периодическом повторении циклов, включающий запуск электронасоса при увеличивающейся частоте питающего напряжения, подачу жидкости электронасосом при заданной частоте вращения, при этом откачку жидкости производят электронасосом с вентильным электродвигателем, при работе электронасоса в стационарном режиме через заданные интервалы времени, определяемые длительностью переходных процессов в системе "пласт-скважина", периодически увеличивают частоту вращения вентильного электродвигателя на заданную величину, определяемую порогом чувствительности тока вентильного электродвигателя, до снижения тока вентильного электродвигателя ниже его порогового значения на данной частоте вращения, соответствующего срыву подачи электронасоса, по которому судят о достижении критического динамического уровня жидкости в скважине, причем пороговое значение тока вентильного электродвигателя определяют по стендовым характеристикам с учетом коэффициента плотности реально перекачиваемой жидкости, после определения срыва подачи электронасос переводят в режим ожидания на пониженную частоту вращения, при которой предотвращается перегрев вентильного электродвигателя, на время, достаточное для достижения динамического уровня, при котором насос работает без срыва подачи, по окончании которого частоту вращения электронасоса вновь увеличивают до значения, меньшего, по крайней мере, на заданную величину, чем частота вращения, на которой произошел срыв подачи электронасоса, после чего электронасос переводят в режим работы вблизи критического динамического уровня жидкости в скважине, обеспечивающий максимальный приток.

Недостатком данного способа является то, что проводимые исследования направлены на получение максимального притока жидкости из пласта, что для высокообводненных скважин не всегда приводит к увеличению притока по нефти, так как в ряде случаев увеличение притока нефти и снижение обводненности происходит при уменьшении частоты тока ниже промышленной частоты. Проводимые исследования не позволяют получить КВД ввиду отсутствия перехода с максимальной частоты тока на минимальную.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ воздействия на призабойную зону скважины в процессе ее эксплуатации /RU 2082879, МПК Е21В 43/25, опубл. 1997.06.27/, влючающий подключение скважинного электроцентробежного насоса к промышленной электросети через тиристорный преобразователь частоты тока и создание депрессии путем повышения производительности скважинного электроцентробежного насоса за счет увеличения частоты тока, при этом увеличение частоты тока производят до величины, обеспечивающей устойчивый максимальный дебит скважины по жидкости, после чего выдерживают паузу, а затем частоту питающего электроцентробежный насос тока снижают до промышленного значения и переключают элекроцентробежный насос на питание от промышленной электросети, при этом длительность депрессионного воздействия на пласт ограничивают моментом срыва подачи электроцентробежного насоса.

Недостатком данного технического решения является то, что снижение частоты питающего тока проводят до номинального значения, что не позволяет провести исследования режимов работы ЭЦН в полном объеме и выбрать оптимальный режим, так как в ряде случаев при увеличении депрессии увеличения притока нефти из пласта в скважину не происходит, а при уменьшении частоты тока ниже номинального значения наряду с уменьшением отборов жидкости отмечается снижение обводненности и рост дебита по нефти относительно аналогичных показателей при работе погружного электродвигателя (ПЭД) в режиме промышленной частоты. Перевод скважины по окончании проведения исследований в режим промышленной частоты обеспечивает только кратковременный эффект. Кроме того, в процессе проведения исследований происходит остановка скважины, что приводит к потерям в добыче нефти.

Задачей изобретения является создание способа проведения гидродинамических исследований на нефтяных скважинах, оборудованных ЭЦН с преобразователем частоты, позволяющего определить оптимальный режим отборов из пласта, при котором отмечается снижение обводненности продукции и рост дебита по нефти относительно аналогичных показателей при работе скважины в режиме номинальной частоты.

Поставленная задача решается за счет того, что в способе гидродинамических исследований нефтяной скважины, оборудованной электроцентробежным насосом с преобразователем частотны тока, включающем подключение электроцентробежного насоса к промышленной электросети через преобразователь частоты питающего электроцентробежный насос тока, замер дебита скважины по нефти при работе в режиме номинальной промышленной частоты, создание депрессии путем повышения производительности электроцентробежного насоса за счет увеличения частоты тока до величины, обеспечивающей устойчивый режим работы скважины, при котором дебит скважины по жидкости максимальный, согласно изобретению, замеряют дебит скважины по жидкости и обводненность ее продукции при работе в режиме номинальной частоты, после достижения максимального значения частоту тока снижают до величины, обеспечивающей устойчивый режим работы скважины, при котором дебит скважины по жидкости минимальный, при этом увеличение и снижение частоты тока проводят при непрерывной работе электроцентробежного насоса с постоянным замером давления и температуры на приеме насоса, дебита скважины и обводненности на устье скважины, по результатам замеров строят кривую восстановления давления при переходе режима работы скважины, при котором дебит скважины по жидкости максимальный, на режим работы, при котором дебит скважины по жидкости минимальный, с последующим определением гидро- и пъезопроводности, проницаемости, радиуса контура питания, скин-фактора, а также определяют оптимальную частоту питающего электроцентробежный насос тока, при которой обеспечивается снижение обводненности и рост дебита по нефти относительно аналогичных показателей при работе скважины в режиме номинальной частоты.

Кроме этого непрерывный замер давления и температуры на приеме насоса может быть осуществлен с помощью термоманометрической системы в режиме «он-лайн», а непрерывный замер дебита скважины и обводненности - с применением мобильной замерной установки.

Помимо этого по результатам замеров дебита скважины по жидкости и давления на приеме насоса может быть построена индикаторная диаграмма с последующим определением коэффициента продуктивности и пластового давления.

Актуальность проблемы заключается в том, что для получения данных о гидродинамических параметрах пласта в районе дренирования скважин, таких как пластовое давление, коэффициент продуктивности, гидропроводность, проницаемость и т.д., необходима длительная остановка скважины для снятия полноценной КВД методом эхометрирования, либо по показаниям системы термоманометрической системы, приводящая в конечном итоге к потерям в добыче нефти. Предлагаемый способ исследования скважин исключает все вышеперечисленные негативные моменты. Полученные в конечном итоге результаты могут быть использованы при построении карт изобар, решении вопросов гидродинамического моделирования процессов разработки залежей, подборе глубинно-насосного оборудования, оценке эффективности проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ).

В настоящее время многие месторождения находятся на поздней стадии разработки, что характеризуется высокими значениями обводненности и низкими дебитами по нефти. Изменение частоты переменного тока приводит к изменению забойных давлений, а следовательно, депрессий, создаваемых на пластовую систему «матрица-трещины» в районе дренирования скважины, что, в свою очередь, позволяет получить дополнительную добычу нефти либо за счет подключения продуктивных пропластков, ранее не полностью вовлеченных в процесс эксплуатации, либо за счет форсирования отборов, либо за счет снижения процента попутно добываемой воды при уменьшении объемов отборов. Предлагаемый способ позволяет выбрать оптимальный режим работы скважины, при котором дебит по нефти максимальный, обводненность продукции - минимальная.

Реализация способа гидродинамических исследований скважин проиллюстрирована на следующих рисунках: на фиг.1 представлена диаграмма работы скважины «А» в период проведения гидродинамических исследований (ГДИ); на фиг.2 - диаграмма работы скважины «А» в период проведения ГДИ и в предшествующий ему период; на фиг.3 - КВД скважины «А»; на фиг.4 - индикаторная диаграмма скважины «А»; на фиг.5 - диаграмма работы скважины «Б» в период проведения ГДИ; на фиг.6 - график распределения обводненности продукции скважины при проведении ГДИ; на фиг.7 - график работы скважины «Б» на разных режимах; на фиг.8 - КВД скважины «Б»; на фиг.9 - индикаторная диаграмма скважины «Б».

Способ осуществляют следующим образом.

При проведении исследований с применением станции управления с частотным преобразователем ЭЦН работает в следующем порядке:

- «номинальный» режим;

- ступенчатый переход на режим максимально возможного отбора пластовой жидкости;

- режим минимально возможного отбора жидкости;

- оптимальный режим, при котором происходит максимальный отбор нефти при минимальной обводненности.

ЭЦН подключают к промышленной электросети через преобразователь частоты питающего ЭЦН тока, который размещается в станции управлении ЭЦН на устье скважины. При работе ЭЦН на номинальной частоте тока к скважине подключают замерную установку, например установку замерную мобильную (УЗМ.Т) производства ОАО «Сибнефтеавтоматика» [1] и проводят замер дебита и обводненности продукции скважины. Ступенчатым увеличением частоты тока ЭЦН переводят в режим максимально возможного отбора (дебита). По достижению установившегося режима работы скважины (дебит скважины по жидкости и давление на приеме насоса стабильны), определенного на основании данных замеров УЗМ.Т и термоманометрической системы (ТМС), например ТМС «СКАД», разработанной РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» [2], ЭЦН переводят на следующий режим работы. Увеличение и снижение частоты тока проводят при непрерывной работе электроцентробежного насоса с постоянным замером давления и температуры на приеме насоса с помощью ТМС «СКАД», дебита скважины и обводненности на устье скважины с применением УЗМ.Т.

В конце проведения исследований скважину переводят в оптимальный режим работы, установленный в результате проведения исследований с применением частотного преобразователя, при котором отмечается снижение обводненности и рост дебита по нефти.

По общепринятым методикам проводят обработку полученных результатов. Полученную кривую восстановления давления при переходе режима работы скважины от «максимального» на «минимальный» обрабатывают по соответствующим методикам с получением данных по гидро- и пъезопроводности, проницаемости, радиусу контура питания, скин-фактору. По пересчетным забойным давлениям и дебиту скважины по жидкости на различных режимах фильтрации строят индикаторную диаграмму с последующим определением коэффициента продуктивности и пластового давления. Принимая во внимание дебит скважины по нефти и обводненность, строят диаграмму работы скважины с целью определения оптимального режима работы системы «пласт-скважина» в условиях порово-трещинного коллектора.

Все промысловые исследования проводят с подключением к скважине установки замерной мобильной ступенчатым переключением частоты напряжения питания и снятия информации на электронные носители. Все исследования проводят без остановок работы электроцентробежного насоса, что позволяет избежать потерь в добыче нефти.

Рассмотрим осуществление способа на примере гидродинамических исследований скважин «А» и «Б».

Снижение обводненности и рост дебита нефти по скважине «А» были получены за счет подключения пропластков, ранее не полностью вовлеченных в процесс эксплуатации. На фиг.1 представлена диаграмма работы скважины «А» в период проведения ГДИ.

Увеличение частоты переменного тока от номинальной (50 Гц) до 53 Гц привело к увеличению дебита по нефти на 155% и снижению обводненности на 19,5% относительно аналогичных показателей при работе в режиме номинальной частоты тока. Полученный эффект сохранился при последующем снижении частоты тока до 48 Гц. При работе на данном режиме увеличение дебита нефти составило 56%, снижение обводненности - 10,6% относительно номинальных показателей работы скважины.

На основании анализа проведенных исследований по скважине «А» установлен оптимальный режим эксплуатации - режим отбора при частоте 53 Гц, при котором обводненность продукции скважины минимальная, дебит по нефти максимальный.

Снижение обводненности и рост дебита скважины по нефти связан с изменением фильтрационных потоков и подключением в работу пропластков, ранее не полностью вовлеченных в процесс эксплуатации. Как известно, в подавляющем большинстве случаев смена фильтрационных потоков и путей движения подземных вод приводит к существенному изменению плотностей попутных вод. Последнее может зависеть от «промытости» новых фильтрационных каналов, количества вторичных солевых выполнений, находящихся на путях фильтрации закачиваемых вод, а также от количества поступающей пластовой воды. В любом случае изменение плотности попутных вод свидетельствует о смене фильтрационных потоков и указывает на достаточно высокое качество направленных на это работ. Так, в период проведения опытно-промысловых исследований с применением преобразователя частоты на скважине «А» усредненная плотность попутных вод снизилась от 1,146 до 1,139 г/см³ (фиг.2).

Проведенные исследования позволили получить кривую восстановления давления скважины «А» при переходе с 53 на 48 Гц (переход режима работы скважины от «максимального» на «минимальный»). График работы скважины при переходе с режима максимального отбора на режим минимального отбора представлен на фиг.3. В результате обработки КВД была получена информация о коэффициенте проницаемости, гидропроводности, пьезопроводности, радиусе питания и скин-факторе. Принимая во внимание полученные данные о текущих пластовых давлениях и коэффициентах продуктивности, был рассчитан оптимальный типоразмер насоса и глубина его спуска.

Для данной скважины по пересчетным забойным давлениям и дебиту по жидкости на различных режимах отбора была построена индикаторная диаграмма, представленная на фиг.4, по результатам обработки которой были определены пластовое давление и коэффициент продуктивности.

Снижение обводненности и рост дебита нефти по скважине «Б» были получены за счет снижения объемов отборов при работе в режиме с частотой тока ниже номинальной. На фиг.5 представлена диаграмма работы скважины «Б» в период проведения ГДИ.

Увеличение частоты тока от номинальной до 55 Гц привело к росту дебита по нефти на 71% и снижению обводненности на 6,39% относительно аналогичных показателей при работе ПЭД на номинальной частоте. Спустя 52,5 ч скважина была переведена на режим отбора в 60 Гц. За время работы на данном режиме дебит по нефти увеличился на 164,9%, обводненность снизилась на 4,29% относительно номинальных показателей и составила 82,06%. Снижение частоты тока до 40 Гц привело к росту дебита по нефти на 62,5% и снижению обводненности на 14,32% относительно аналогичных показателей при работе на номинальной частоте. Спустя 43 ч обводненность составила 72,03%. В рамках экспериментальных работ скважина была переведена на режим работы в 45 Гц, что привело к снижению дебита по нефти на 31% и росту обводненности до 83, 56%. Далее скважина была повторно переведена на режим 60 Гц. По данным УЗМ.Т дебит по нефти составил 42,6% относительно номинального показателя, обводненность - 88,87%. При переходе на данный режим отбора значения обводненности продукции колебались в диапазоне от 57% до 100%. График распределения обводненности продукции скважины при проведении ГДИ представлен на фиг.6.

Таким образом, кратковременное (в пределах проведения эксперимента) изменение частоты переменного тока привело к изменению дебитов и забойных давлений, а следовательно, депрессий, создаваемых на пластовую систему «матрица-трещины» в районе дренирования скважины, что, в свою очередь, позволило снизить обводненность и получить дополнительную добычу нефти. При проведении промысловых исследований увеличение отборов (60 Гц) привело к увеличению воронки депрессии и, как результат, подтягиванию воды, закачиваемой в соседнюю нагнетательную скважину. Уменьшение отборов на 26% (режим работы в 40 Гц) привело к уменьшению воронки депрессии и снижению обводненности на 14,32% при росте дебита по нефти на 62,5%.

На основании анализа проведенных исследований по скважине «Б» установлен оптимальный режим эксплуатации скважины - режим отбора при частоте 40 Гц, при котором снижение обводненности максимальное (14,32%), рост дебита по нефти составляет 62,5% (фиг.7).

Проведенные исследования позволили получить кривую восстановления давления скважины «Б» при переходе с 60 на 40 Гц (переход режима работы скважины от «максимального» на «минимальный»). График работы скважины при переходе с режима максимального отбора на режим минимального отбора представлен на фиг.8. В результате обработки КВД была получена информация о коэффициенте проницаемости, гидропроводности, пьезопроводности, радиусе питания и скин-факторе. Принимая во внимание полученные данные о текущих пластовых давлениях и коэффициентах продуктивности, был рассчитан оптимальный типоразмер насоса и глубина его спуска.

Для данной скважины была проведена интерпретация полученных данных по общепринятым методикам. По пересчетным забойным давлениям и дебиту по жидкости на различных режимах отбора была построена индикаторная диаграмма, представленная на фиг.9, по результатам обработки которой были определены пластовое давление и коэффициент продуктивности скважины.

Таким образом, использование заявляемого способа проведения гидродинамических исследований нефтяных скважин, оборудованных ЭЦН с преобразователем частоты, позволяет получать кривую восстановления давления, а также определять оптимальный режим отборов из пласта, при котором отмечается снижение обводненности продукции и рост дебита по нефти относительно аналогичных показателей при работе скважины в режиме номинальной частоты.

Источники информации

1. www.ingavtomatika.ru/upload/iblock/131/

2. www.irz.ru/files/9_3.pdf