Способ подбора оптимального режима работы нефтяной скважины

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтяных скважин в неоднородных коллекторах.

Известен способ определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины, включающий отделение от продукции скважины газа, проведение выдержки до состояния расслоения на нефть и воду, измерение высоты столба жидкости, по взаиморасположению линий раздела сред жидкость - газ и вода - нефть определение объемного значения обводненности. В известном способе определение проводят в скважине, которую снабжают колонной насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и обратным клапаном на конце, для определения обводненности выбирают скважину, расположенную в районе середины нефтяной залежи, с режимами добычи, близкими к средним по залежи, скважину эксплуатируют не менее времени выхода на рабочий режим, а перед отделением от продукции скважины газа и выдержки до состояния расслоения на нефть и воду останавливают скважину и проводят технологическую выдержку (патент РФ №2520251, кл. Е21В 47/10, Е21В 43/38, Е21В 49/08, опубл. 20.06.2014).

В известном способе определение обводненности продукции скважины характеризуется длительным периодом ожидания во время ее остановки, что в большинстве случаев недопустимо для высокодебитных по нефти скважин. Кроме того, в способе не предусмотрено определение обводненности при различных депрессиях на пласт, т.к. с увеличением депрессии, доля воды в потоке может увеличиваться ввиду разных вязкостей нефти и воды. В результате, обводненность работающей и остановленной скважин может значительно отличаться.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ вывода на эффективный режим работы системы пласт-скважина-насос с помощью индикаторной диаграммы, заключающийся в определении коэффициента продуктивности пласта с помощью индикаторной диаграммы, построенной по дебиту добываемой жидкости. Согласно изобретению, 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 (патент РФ №2283425, кл. Е21В 43/12, опубл. 10.09.2006 - прототип).

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 результате, эффективность подбора оптимального режима работы скважины остается низкой, что приводит к невысоким темпам отбора нефти.

В предложенном изобретении решается задача повышения темпов отбора нефти из продуктивного пласта.

Задача решается тем, что в способе подбора оптимального режима работы нефтяной скважины, включающем остановку скважины, спуск в скважину глубинных дебитомеров и манометров, снятие кривых восстановления давления, согласно изобретению, 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 дебитометра, 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 дебитометра 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 qH 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.

Сущность изобретения.

На темпы отбора нефти из продуктивного неоднородного пласта существенное влияние оказывает эффективность системы эксплуатации скважин. Как известно, нефтяные пласты в большинстве случаев являются неоднородными как по толщине, так и по площади. Неоднородность чаще всего объясняется различием в проницаемости коллектора и/или вязкости нефти. Существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно эксплуатировать указанные коллектора. В предложенном изобретении решается задача повышения темпов отбора нефти из продуктивного пласта. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлена схема скважины с установленным в ней оборудованием.

Обозначения: 1 - скважина, 2 - обсадная колонна, 3 - цементное кольцо, 4 - нефтенасыщенный пласт, 5 - перфорационные отверстия, 6 - скважинный штанговый насос, 7 - насосно-компрессорные трубы, 8 - динамический уровень жидкости, 9 - верхний манометр, 10 - нижний манометр, 11 - кабель, 12 - дебитометр.

Способ реализуют следующим образом.

Скважина 1 обсажена обсадной колонной 2, зацементирована цементным кольцом 3 и вторично вскрыта в неоднородном нефтенасыщенном пласте 4 (фиг. 1) перфорационными отверстиями 5. Дебит нефти скважины 1 составляет q₀, обводненность - В.

Скважинный штанговый насос 6, спущенный на насосно-компрессорных трубах 7 ниже динамического уровня жидкости 8, останавливают. Медленно стравливают межтрубное давление во избежание образования пены. Монтируют оборудование для исследований. Для этого предварительно тарированные автономные манометры 9 (верхний) и 10 (нижний) подключает к компьютеру и синхронизирует по времени. После приведения показаний манометров 9 и 10 к нулевой линии (показаниям на устье), их спускают в скважину 1 на кабеле 11 выше верхнего интервала перфорации 5 на Н=10-50 м. Связку из двух манометров располагают друг от друга на расстоянии h=10 м. Помимо этого для замера притока жидкости вместе с манометрами 9 и 10 спускают глубинный дебитометр 12.

Согласно исследованиям, при размещении манометра 10 на расстоянии Н менее 10 м от верхнего интервала перфорации 5, снижается точность замеров, а при Н более 50 м начинают сказываться эффекты, связанные с выделением растворенного нефтяного газа и разделением нефти и воды ввиду их разных плотностей. Расстояние h между манометрами 9 и 10, равное 10 м, позволяет фиксировать гидростатическую ступень, т.е. разница гидростатических давлений при плотности среды в 1000 кг/м³ (пресная вода) будет равна 1 атм. Учитывая, что плотность воды в большинстве нефтяных месторождениях больше 1000 кг/м³, а плотность нефти меньше 1000 кг/м³, по разнице показаний двух манометров 9 и 10 определяется содержание воды и нефти в общем объеме притекающей жидкости.

Далее запускают в работу скважинный насос 6, которым в течение 1-2 ч снижают динамический уровень жидкости 8 в скважине 1 до уровня не ниже подвески насоса 6. В течение этого времени регистрируют давления манометрами 9 и 10 с точностью не менее 100 Па и дебит жидкости дебитометром 12. Затем насос останавливается, фиксируется время остановки и продолжается регистрация восстановления давления, дебита жидкости и уровня жидкости 8 в течение 10-15 ч. Таким образом, получают кривые восстановления давления (КВД), т.е. зависимость давления (показаний манометров) от времени. Кроме того, в результате исследований имеются данные о дебите жидкости и динамическом уровне жидкости 8 в скважине 1 в зависимости от времени.

Согласно исследованиям, при продолжительности отбора жидкости скважинным насосом 6 в течение менее 1 ч, для большинства коллекторов уровень жидкости 8 оказывается значительно выше подвески насоса 6, что приводит к потере части анализируемых данных, тогда как при продолжительности отбора жидкости более 2 ч, приток практически прекращается ввиду снижения уровня жидкости 8 до подвески насоса 6, что может привести к его поломке. При продолжительности регистрации восстановления давлений в течение менее 10 ч, в большинстве скважин уровень жидкости 8 не успевает восстановиться, а при более 15 ч - не имеет смысла, т.к. дальнейшего восстановления уровня жидкости 8 практически не наблюдается. Точность замеров давления не менее 100 Па необходима для определения плотности жидкости до третьего знака после запятой в г/см³.

Обводненность В скважины 1 при различных значениях полученных давлений рассчитывают по формуле (1) в %:

где Р_ниж - показания давления нижнего манометра 10, атм.,

Р_верх - показания давления верхнего манометра 9, атм.,

ρ_в - плотность пластовой воды, г/см³,

ρ_н - плотность пластовой нефти, г/см³.

Затем, сопоставляя данные об уровне жидкости в скважине, дебите жидкости и полученных расчетных значениях обводненности, отнесенных к каждому временному промежутку (например, замеры проводились каждую минуту), рассчитывают дебит нефти q_н в т/сут по формуле (2):

где q_ж - дебит жидкости, замеренный глубинным дебитометром 12, т/сут,

В - обводненность скважины 1, рассчитанная по формуле (1), %.

По полученным данным строят график зависимости дебита нефти от уровня жидкости в скважине (фиг. 2) и определяют диапазон значений динамического уровня с наибольшими значениями дебита нефти.

Следует отметить, что форма кривой дебита нефти, приведенная на фиг. 2, является типичной для неоднородных коллекторов. При минимальных значениях отбора жидкости из скважины (и соответствующего уровня жидкости) дебит нефти также минимален, тогда как при максимальных отборах жидкости дебит нефти низок ввиду различия между плотностью отбираемых нефти и воды. Вода быстрее фильтруется к забою скважины в отличие от нефти, что особенно ощутимо в неоднородных по проницаемости коллекторах (например, слоистых) и/или в коллекторах с повышенной вязкостью нефти. При этом оптимальное значение темпов отбора (дебита жидкости) и, соответственно, максимальное значение дебита нефти при невысокой обводненности, находится в пределах двух указанных крайних случаях.

В соответствии с полученными оптимальными значениями динамического уровня жидкости 8 в скважине 1, позволяющими достигать максимального значения дебита нефти, подбирают режим работы штангового глубинного насоса 6. В данном режиме ведут эксплуатацию скважины 1.

Результатом внедрения данного способа является повышение темпов отбора нефти из продуктивного пласта.

Примеры конкретного выполнения способа.

Пример 1. Скважина 1 обсажена обсадной колонной 2, зацементирована цементным кольцом 3 и вторично вскрыта в неоднородном нефтенасыщенном пласте 4 (фиг. 1) перфорационными отверстиями 5. Глубина залегания кровли пласта составляет 1714 м. Верхние интервалы перфорации 5 соответствуют данной глубине. Пласт состоит из трех терригенных пропластков с проницаемостью 210-450 мД. Между пропластками имеются слои глин толщиной в среднем 1 м. Толщина нефтенасыщенных пропластков составляет 2-4 м, вязкость нефти в пластовых условиях в среднем 15 мПа⋅с, плотность пластовой нефти в пластовых условиях ρ_н=0,820 г/см³, плотность пластовой воды в пластовых условиях ρ_в=1,095 г/см³.

Текущий дебит нефти скважины 1 составляет q₀=1,8 т/сут, обводненность В=90,3%.

Скважинный штанговый насос 6, спущенный на насосно-компрессорных трубах 7 ниже динамического уровня жидкости 8, останавливают. Медленно стравливают межтрубное давление во избежание образования пены. Монтируют оборудование для исследований. Для этого предварительно тарированные в метрологическом отделе автономные манометры 9 (верхний) и 10 (нижний) подключает к компьютеру и синхронизирует по времени. Глубинные манометры используют типа АЦМ-6. После приведения показаний манометров 9 и 10 к нулевой линии (показаниям на устье) посредствам их выдержки на устье в течение 10 минут, манометры спускают в скважину 1 на кабеле 11 выше верхнего интервала перфорации 5 на Н=10 м. Связку из двух манометров располагают друг от друга на расстоянии h=10 м. Таким образом, нижний манометр 10 устанавливают на глубине 1704 м, а верхний 9 - на глубине 1694 м. Помимо этого для замера притока жидкости вместе с манометрами 9 и 10 спускают глубинный дебитометр 12 типа РГД-2М. При спуске приборов используют запись файла времени от глубины спуска приборов. Фиксируют время достижения необходимой глубины.

Далее запускают в работу скважинный насос 6, которым в течение 1 ч снижают динамический уровень жидкости 8 в скважине 1 до уровня не ниже подвески насоса 6. В течение этого времени регистрируют давления манометрами 9 и 10 с точностью 100 Па и дебит жидкости дебитометром 12. Затем насос останавливают, фиксируют время остановки и продолжают регистрацию давления, дебита жидкости и уровня жидкости 8 в течение 10 ч.

Таким образом, получают кривые восстановления давления (КВД), т.е. зависимость давления (показаний манометров) от времени. Кроме того, в результате исследований имеются данные о дебите жидкости и динамическом уровне жидкости 8 в скважине 1 в зависимости от времени.

Обводненность В скважины 1 при различных значениях полученных давлений рассчитывают по формуле (1). Затем, сопоставляя данные об уровне жидкости в скважине, дебите жидкости и полученных расчетных значениях обводненности, отнесенных к каждому временному промежутку (замеры проводились каждые три минуты), рассчитывают дебит нефти qH по формуле (2).

По полученным данным строят график зависимости дебита нефти от уровня жидкости в скважине (фиг. 2). По графику определяют, что оптимальный диапазон значений динамического уровня составляет 1130-1190 м, при котором достигается наибольший дебит нефти 3 т/сут.

В соответствии с полученными оптимальными значениями динамического уровня жидкости 8 в скважине 1, подбирают режим работы штангового глубинного насоса 6. В данном режиме ведут эксплуатацию скважины 1.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Пласты имеют иные геолого-физические характеристики. Связку из двух манометров 9 и 10 спускают выше верхнего интервала перфорации на 50 м. Снижение динамического уровня жидкости 8 в скважине 1 до уровня не ниже подвески насоса 6 выполняют в течение 2 ч. Регистрацию кривых восстановления давления осуществляют в течение 15 ч.

В результате проведенных работ и подбора оптимального режима работы штангового глубинного насоса 6, удалось повысить дебит нефти с 1,8 т/сут до 3,0 т/сут, т.е. прирост составил 1,2 т/сут. Обводненность продукции скважины 1 снизилась с 90,3% до 81,4%, т.е. уменьшение составило 8,9%. По прототипу при прочих равных условиях прирост дебита нефти составил 0,6 т/сут, снижение обводненности - 2,7%.

Предлагаемый способ позволяет повысить темпы отбора нефти из скважины и уменьшить ее обводненность за счет подбора оптимальных режимов работы насоса в результате анализа данных исследований скважины с применением двух глубинных манометров.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения темпов отбора нефти из продуктивного пласта.