Результат интеллектуальной деятельности: Способ подбора оптимального режима работы нефтяной скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтяных скважин.

Известен способ вывода на эффективный режим работы системы пласт-скважина-насос с помощью индикаторной диаграммы (патент RU №2283425, МПК E21B 43/12, опубл. 10.09.2006 в Бюл. № 25), заключающийся в определении коэффициента продуктивности пласта с помощью индикаторной диаграммы, построенной по дебиту добываемой жидкости, причем при дебите воды в продукции скважины выше 20% используют индикаторную диаграмму по жидкости и одновременно индикаторную диаграмму по нефти, с помощью частотно-регулируемого привода изменяют режим работы системы пласт-скважина-насос в сторону увеличения или уменьшения депрессии в скважине и определяют дебиты по жидкости, нефти и характер изменения этих параметров, при этом за эффективный режим работы системы пласт-скважина-насос принимают такой режим, при котором обеспечивают устойчивость работы этой системы по дебиту нефти.

Недостатком известного способа является невысокая точность определения дебита нефти при изменении депрессии на пласт ввиду, во-первых, разницы в плотности воды и нефти, во-вторых, выделения из нефти растворенного газа при подъеме продукции, в-третьих, за счет перемешивания различных фракций пластовых флюидов и несоответствия по времени притока флюида из пласта и момента отбора пробы жидкости из пробоотборника устьевой арматуры. В результате, эффективность подбора оптимального режима работы скважины остается низкой, что приводит к невысоким темпам отбора нефти.

Наиболее близким является способ подбора оптимального режима работы нефтяной скважины (патент RU №2683435, МПК E21B 47/10, E21B 47/06, E21B 43/12, опубл. 28.03.2019 в Бюл. № 10), включающий остановку скважины, спуск в скважину глубинных дебитомеров и манометров, снятие кривых восстановления давления, причем при проведении исследований в ствол остановленной скважины выше верхнего интервала перфорации на 10-50 метров спускают связку из двух манометров, синхронизированных по времени и расположенных друг от друга на расстоянии 10 метров, а также дебитомера, скважинный насос запускают в работу, отбирают жидкость из скважины до снижения уровня не ниже подвески насоса в течение 1-2 часов, насос останавливают и указанными двумя манометрами регистрируют кривые восстановления давления с точностью не менее 100 Па и дебит жидкости с помощью дебитомера в течение 10-15 часов, после чего обводненность В при различных значениях полученного давления рассчитывают по формуле в %:

где Р_ниж - показания давления нижнего манометра, атм.,

Р_верх - показания давления верхнего манометра, атм.,

ρ_в - плотность пластовой воды, г/см³,

ρ_н - плотность пластовой нефти, г/см³,

сопоставляя данные об уровне жидкости в скважине, дебите жидкости и полученных расчетных значениях обводненности, отнесенных к каждому временному промежутку, рассчитывают дебит нефти q_н по формуле в т/сут:

где q_ж - дебит жидкости, замеренный глубинным дебитометром, т/сут,

по полученным данным строят график зависимости дебита нефти от уровня жидкости в скважине и определяют диапазон значений динамического уровня с наибольшими значениями дебита нефти, в соответствии с полученными оптимальными значениями динамического уровня жидкости в скважине, позволяющими достигать максимального значения дебита нефти, подбирают режим работы штангового глубинного насоса.

Недостатком данного способа являются узкая область применения, так как при расстоянии между двумя манометрами (датчиков давления) 10 м точные показания (с погрешностью, не превосходящей сами значения перепада давлений) можно снимать только при устоявшемся уровне или при невысоком дебите скважины (не более 1 м³/ч), при более высоком дебите или при сильных колебаниях уровня погрешность резко возрастает, при этом не возможно проводить работы в скважине с пластами имеющим высокий газовый фактор (более 5% газа в добываемой продукции) и не возможно оперативно реагировать на изменения в пластовых условиях во время работы скважинного насосного оборудования и добиться снижения обводненности добываемой продукции.

Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа подбора оптимального режима работы глубинного насоса в процессе его работы в нефтяной скважине, в том числе и с высоким газовым фактором, позволяющего проводить измерения в процессе регулируемого режима работы насоса, в том числе при больших дебитах с большими изменениями уровня жидкости в скважине.

Техническая задача решается способом подбора оптимального режима работы нефтяной скважины, включающим оснащение скважины глубинными насосами, спуск в скважину связки синхронизированных и расположенных на определенном расстоянии по уровню манометров, снятие кривых изменения перепадов давлений на манометрах для определения плотности продукции, из сопоставления которых с дебитом скважины определяют режим работы для глубинного насоса, позволяющий достигать максимального значения дебита нефти.

Новым является то, что связку манометров располагают ниже насоса, а измерения проводят при работающем глубинном насосе, дополнительно оборудованным регулируемым приводом с блоком управления, технологически связанным со связкой манометров и регулирующим из соотношения их показаний режим работы глубинного насоса в пределах, позволяющих достигать максимального значения дебита нефти.

Новым является также то, что в скважинах с пластами, имеющими высокий газовый фактор, определяют пороговое значение перепада давлений, при котором происходит интенсивное выделение газа из продукции пласта, для исключения превышения при выбранном режиме работы глубинного насоса.

Новым является также то, что в связке синхронизированных манометров используют более двух, которое располагают на одинаковом расстоянии более 10 м по уровню друг от друга, перепад давлений определяют средне арифметическое перепадов давлений между каждой парой близлежащих манометров.

Способ реализуется в следующей последовательности.

В добывающую скважину с вскрытыми одним или несколькими пластами спускают насос с расположенной ниже связкой манометров, синхронизированных и расположенных на определенном расстоянии по уровню. Причем для изменения режима работы используют насосы, оснащенные регулируемым приводом с блоком управления, технологически связанным со связкой манометров. При производительности насоса более 1 м³/ч рекомендуется использовать несколько последовательно установленных на одинаковом расстоянии - более 10 м манометров (для снижения погрешности измерений: чем больше производительность насоса, тем больше надо применять манометров и увеличивать расстояние между манометрами, максимальное ограничение связаны только с интервалом скважины, располагаемым снизу насоса до верхнего интервала перфорации пласта). Регулируемые насосы могут быть электроцентробежными (ЭЦН) с частотно-регулируемым приводом (ЧРП) или плунжерными штанговыми глубинными (ШГН) с устьевым приводом (станок-качалка, цепной привод, гидравлический привод или т.п.), скорость возвратно-поступательного движении и/или его амплитуду которого регулируют при помощи привода за счет изменения скорости вращения его двигателя и/или передаточного числа его редуктора. На виды насосов и регулируемых приводов автор не претендует, так как они известны в большом количестве из открытых источников. Режимы работы привода и, как следствие производительность насоса, изменяют при помощи блока управления (БУ), технологически связанным со связкой манометров (показания которых передаются в БУ), в котором заложены показания производительности соответствующего насоса при изменении режима работы привода. В ходе изменений режимов работы насосов (изменения производительности насосов) снимают показания с манометров. В блоке управления определяют приведенный перепад давлений (ΔР, Па) давлений между манометрами, определяемый по формулам:

для двух манометров:

где Р_н - показания давления нижнего манометра, Па,

Р_в - показания давления верхнего манометра, Па.

для нескольких манометров (нумерация манометров от 1 до n ведется начиная с верхнего манометра):

где P_i - показания давления соответствующего манометра, Па.

После чего производят расчет плотности добываемой продукции по формуле:

где ρ_ж - плотность добываемой продукции, кг/м³,

h - расстояние между манометрами по уровню, м,

g - ускорение свободного падения, 9,81 м/с²,

ΔР - это перепад давлений между манометрами по формуле [1] или [2], Па.

Плотность пластовой воды (ρ_в,) и плотность пластовой нефти (ρ_н) определяют лабораторным анализом продукции продуктивных пластов, добываемой из соответствующей скважины. Исходя из этих определяют процент содержания нефти в продукции (В, %) по формуле:

где В -содержание нефти в добываемой продукции, %,

ρ_ж - плотность добываемой продукции по формуле [3], кг/м³,

ρ_в - плотность пластовой воды, кг/м³,

ρ_н - плотность пластовой нефти, кг/м³,

Чем выше процент содержания нефти в продукции, тем более эффективно работает скважина. Определяют интервал параметров работы насоса, при которых получается максимальное количество нефти.

Исходя из уравнений [3] и [4] определяется зависимость перепада давлений от содержания нефти:

где ΔР - это перепад давлений между манометрами, Па,

В -содержание нефти в добываемой продукции, %,

ρ_в - плотность пластовой воды, кг/м³,

ρ_н - плотность пластовой нефти, кг/м³.

Интервал параметров работы насоса, при которых получается максимальное количество нефти, приводят в соответствие (аппроксимируют) от приведенного перепада давлений на манометрах (ΔР), что запоминается блоком управления, которым поддерживается в ходе дальнейшей работы глубинного насоса, подавая управляющие сигналы на регулируемый привод при изменении свойств, вскрытых продуктивных пластов в процессе эксплуатации.

В скважинах с вскрытыми пластами, имеющими высокий газовый фактор, определяют пороговое значение перепада давлений, при котором происходит интенсивное выделение газа из продукции пласта, для исключения превышения этого значения при выбранном режиме работы глубинного насоса. Данный перепад давлений привязывают к показаниям манометров, что заносится в память БУ. При снижении давления на показаниях манометров ниже порогового БУ подает сигнал на регулируемый привод для снижения продуктивности насоса в пределах выбранного режима работы, для исключения повышенного выделения газа при добыче продукции пластов.

По сравнению с аналогом погрешность измерения снизилась как минимум в 2 раза, обводненность продукции снизилась в среднем на 7%, при этом полностью исключились случаи газопроявления в скважине.

Предлагаемый способ подбора оптимального режима работы глубинного насоса в процессе его работы в нефтяной скважине, в том числе и с высоким газовым фактором, позволяет проводить измерения в процессе регулируемого режима работы насоса, в том числе при больших дебитах с большими изменениями уровня жидкости в скважине.