Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ДОСТОВЕРНОСТИ КОНТРОЛЯ ОБВОДНЕННОСТИ ПРОДУКЦИИ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ ШТАНГОВЫМИ ГЛУБИННЫМИ НАСОСАМИ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для установки на оборудовании нефтяных добывающих скважин с целью получения информации для систем управления скважиной на нефтяных месторождениях.

Известен способ оценки обводненности продукции нефтедобывающей скважины (Патент РФ №2610941 кл. Е21В 47/10 «Способ оценки обводненности продукции нефтедобывающей скважины» опубликовано 17.02.17), заключающийся в измерении давления, создаваемого столбом скважинной продукции в измерительном устройстве, отличающийся тем, что в скважине, оборудованной глубинным электроцентробежным насосом (ЭЦН) и частотным регулятором тока электропитания погружного электродвигателя, в интервале от забоя скважины (зона нефтяного пласта) до глубинного насоса стационарно располагают не менее двух датчиков давления (манометров) с определенным расстоянием между ними по вертикали, которые с заданной периодичностью передают информацию по давлению на контроллер станции управления работы скважины, находящийся на поверхности земли, при этом выбирают такой режим работы ЭЦН, который обеспечивает давление в зоне измерительных датчиков (манометров) выше, чем давление насыщения нефти газом, а обводненность скважинной продукции определяют по математической формуле.

Недостатком способа является недостоверность (а иногда и невозможность) определения расчетного значения влагосодержания в продукции нефтедобывающих скважин, поскольку интервал установки датчиков (от забоя скважины до глубинного насоса) либо слишком большой, что не позволяет исключить влияние эффекта проскальзывания газа между нефтью и водой на результат измерения, либо слишком малый, требующий слишком высокого разрешения от датчиков давления.

Известен способ определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины (Патент РФ №2520251 кл. Е21В 47/10 «Способ определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины», опубликовано 20.06.2014 г.), 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, отличающийся тем, что 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.

Недостатком данного способа является сложность технологического процесса, включающего остановку скважины, и сложность аппаратуры для определения обводненности.

В качестве прототипа принят способ разработки нефтяной залежи (Патент РФ №2453689 кл. Е21В 43/20 «Способ разработки нефтяной залежи» от 06.09.2011), включающий отбор жидкости через добывающие скважины в нестационарном режиме с изменением дебита от максимального до минимального, причем, временные интервалы нестационарного режима определяются по изменению обводненности продукции скважины и изменению забойного давления. Изменение обводненности и давления определяется стационарными приборами, установленными непосредственно в стволе скважины. Продолжительность периода работы на максимальном режиме отбора продукции определяют по предельной пограничной величине обводненности или по восстановлению максимального забойного давления, при котором наступает стационарный режим дренирования пласта, но не ниже давления разгазирования нефти, продолжительность периода работы на минимальном режиме отбора продукции продолжают в течение времени, при котором происходит снижение обводненности продукции до восстановления стационарной величины, а при увеличении либо отсутствии изменения обводненности период продолжают до восстановления забойного давления при текущем минимальном дебите жидкости.

Недостатком данного способа является сложность технологического процесса спуска двух манометров через межтрубье под насос, особенно в скважинах, оборудованных штанговыми глубинными насосами (ШГН), а также неучет в результатах измерения обводненности эффекта проскальзывания нефти относительно воды и отсутствие контроля обводненности продукции наземным влагомером.

Технической задачей изобретения является повышение достоверности контроля обводненности продукции нефтедобывающих скважин тем, что отсчеты с наземного влагомера берутся только после достижения квазистационарного режима работы скважины.

Технический результат достигается тем, что при работе насоса (ШГН) его поршень совершает возвратно-поступательные перемещения, забирая из скважины жидкость в цилиндр насоса при ходе поршня вверх, перемещая принятую порцию жидкости в пространство над поршнем при его движении вниз, и выталкивая эту порцию жидкости в полость насосно-компресорных труб (НКТ) при следующем ходе вверх, одновременно заполняя цилиндр насоса. Эта последовательность действий составляет процесс движения продукции скважины на поверхность. Для постоянного отслеживания момента наступления режима квазистационарности устанавливается на приеме насоса непрерывно действующий глубинный манометр с достаточным разрешением, чтобы фиксировать не только давление на приеме насоса, но и колебания давления при ходе поршня насоса вверх и вниз.

Новым является то, что на устье скважины установлен наземный влагомер непрерывного действия и его отсчеты берутся только после достижения квазистационарного режима работы скважины и после того, как соответствующая режиму порция жидкости достигнет входа наземного влагомера, при этом показания глубинного манометра совершают колебания относительно равновесного состояния с амплитудой ±ΔP, где +ΔР -давление восстановления уровня в межтрубье скважины при ходе поршня насоса вниз, а - ΔР - давление откачки жидкости при снижении уровня в межтрубье при ходе поршня вверх, причем отсчет по нефтесодержанию должен быть уменьшен на величину , где σ - процент уменьшения значения нефтесодержания; g - ускорение свободного падения; ρ_н - плотность нефти; S₁ - площадь поперечного сечения межтрубья; S_ц - площадь сечения цилиндра насоса; Х_П - ход поршня.

Скважина оборудована в соответствии с фигурой 1, где 1 - наземный влагомер, 2 - обсадная колонна, 3 - НКТ, 4 - ШГН с колонной штанг, 5 -глубинный манометр на входе насоса.

Временные диаграммы включают три этапа работы ШГН: от пуска до квазистационарного режима в соответствии с фигурой 2, где Q_H - расход через насос; Т - длительность одного двойного хода (период); Н_Д - динамический уровень; Н_Д0 - динамический уровень, когда приток жидкости из пласта Q₁=0; Н_Д1 - приращение динамического уровня в режиме квазистационарности; Р_пл, Р_заб - пластовое и забойное давление; Q₁ - приток жидкости из пласта; Q₂ - поток из межтрубья; - нижний уровень притока в режиме квазистационарности; Q₂₀ - начальное значение Q₂ при пуске насоса; Q_2n - значение Q₂; ΔР - амплитуда колебания давления на приеме насоса в режиме квазистационарности.

Рассмотрим процесс добычи продукции нефтедобывающей скважины штанговым насосом до получения квазистационарного состояния, который состоит из трех этапов:

1. Поршень идет вверх, приток жидкости из пласта Q₁ увеличивается, т.к. в это время, поскольку поток в цилиндр Q_Н=S⋅V=const (S - сечение цилиндра, V - скорость поршня) и это в основном поток из межтрубья Q₂, динамический уровень Н_Д уменьшается, соответственно уменьшается забойное давление Р_заб и возрастает разность (Р_пл - Р_заб), которая согласно индикаторной кривой определяет увеличение Q₁. Расход через насос при этом остается постоянным Q_Н=S⋅V=const=Q₁+Q₂, где Q₂ уменьшается, a Q₁ увеличивается.

2. В момент останова поршня (его верхнее состояние) Q_Н становится равным нулю (Q_H=0), соответственно Q₂=0 и остается только приток Q₁, поскольку (Р_пл - Р_заб) не равно нулю. Динамический уровень немного растет, уменьшая интенсивность притока Q₁ (см. 3-й справа после разрыва полупериод «вниз» на фиг. 2). В этот период одновременно происходит гравитационное разделение потока Q₁ и к приему насоса первой приходит нефть, так что к началу следующего двойного хода на приеме насоса стоит столб нефти, который при ходе поршня вверх устремляется в цилиндр, затем в НКТ и, таким образом, на поверхности в результате этой комбинации наземный прибор фиксирует недостоверное по отношению к пласту количество нефти. Этот процесс еще более усложняется при подходе нефтяных прослоек в порциях жидкости к давлению насыщения нефти газом в верхней части колонны НКТ.

3. Процесс, описанный в п. 1 повторяется, постепенно динамический уровень снижается, Q₁ из пласта увеличивается, a Q₂ снижается до тех пор (см. фиг. 2), пока не установится приблизительное равенство Q₁≈Q_H, характеризующее квазистационарный режим работы скважины. Тем не менее в этом режиме часть нефти из межтрубья Q_2n попадает в цилиндр насоса при ходе поршня вверх, искажая достоверность контролируемых наземным прибором компонентов притока жидкости из пласта.

Конструктивно цилиндр и поршень ШГН соответствуют фигурам 3 и 4, где 1 - корпус цилиндра, 2 - поршень, D - диаметр цилиндра, V - скорость поршня, Х_П - ход поршня, W₁ - объем цилиндра, заполняемый пластовой жидкостью, a W₂ - объем цилиндра, заполняемый жидкостью из межтрубья (в основном это нефть).

Таким образом, достигнутый квазистационарный режим работы ШГН характеризуется следующим:

- при ходе поршня вверх приток G₁≈Q_H=S_ц⋅V (S_ц - сечение цилиндра) немного, на величину ΔQ_H, меньше Q_H, причем ΔQ_H=Q₂, т.е. одновременно с Q₁, в цилиндр попадает часть Q₂ из межтрубья. Это снижает динамический уровень Н_Д и забойное давление Р_заб, тем самым увеличивая (Р_пл - Р_заб) и Q₁, т.е. к концу хода поршня вверх наступает момент, когда Q₂=0, а Q₁=Q_H. Это и есть момент стационарности режима (Фиг. 3), однако он кратковременный, т.к. поршень меняет направление движения и начинается следующий полупериод двойного хода поршня;

- при ходе поршня вниз Q₁, остается тем же самым, т.к. (Р_пл - P_заб) и Н_Д не изменились, только поток теперь направлен в межтрубье, вызывая увеличение Н_Д, Р_заб и уменьшение (Р_пл - Р_заб), т.е. снижая Q₁, которое снова становится Q₁<Q_H на величину ΔQ_H. Это уменьшение Q₁ при ходе поршня вверх сразу же будет занята потоком Q₂ и весь процесс повторится. При любом соотношении и Q_2n на входе в насос, начиная от положения на фигуре 3 и 4 до положения, когда Q₁=Q_H уже на входе в насос, полупериод «вниз» начинается с Q₁=Q_H и весь этот поток устремляется в межтрубье, увеличивая динамический уровень, за счет чего уменьшается Q₁, создавая условия для Q₂. Поэтому полупериод «вверх» начинается и продолжается до конца так, как представлено на фигурах 3 и 4.

Наиболее достоверным моментом при контроле наземным влагомером обводненности в продукции скважины является временной участок, начиная с момента достижения режима квазистационарности, с учетом его продвижения по колонне НКТ непосредственно до прибора.

Для постоянного отслеживания момента наступления режима квазистационарности необходима установка на приеме насоса непрерывно работающего глубинного манометра с достаточным разрешением, чтобы фиксировать не только давление на приеме насоса, но и колебания давления при ходе поршня насоса вверх и вниз. При этом амплитуда колебаний характеризует ту часть расхода Q_H, которая попадает в цилиндр насоса из межтрубья Q_2n и которую нужно вычесть из измеренного нефтесодержания на поверхности, чтобы получить достоверное по отношению к пласту значение. Покажем расчет этой величины с учетом конструкции цилиндра и поршня ШГН в соответствии с фигурами 3 и 4:

1. Исходим из заданной призводительности скважины, определяемой соответствующим значением скорости перемещения штанг (или числом двойных ходов поршня в минуту):

где - сечение цилиндра, V=k⋅n - скорость поршня, k - коэффициент пропорциональности, n - число двойных ходов поршня в минуту.

2. Время перемещения поршня в цилиндре:

где Х_П - ход поршня (для выбранного насоса известен).

3. Объем жидкости в цилиндре:

где S₁ - площадь поперечного сечения межтрубья.

В то же время объем W₂=Н_Д1⋅S₁, где Н_Д1 - приращение уровня в межтрубье от объема жидкости W₂ (показано на фигуре 2).

4. С учетом линейного уменьшения Q₂ от начала к концу цилиндра количество (объем) прошедшей из межтрубья в цилиндр нефти:

Эту величину следует вычесть из результата измерения значения нефтесодержания наземными приборами, чтобы дополнительно повысить достоверность и точность контроля.

Высокоточное определение наличия и степени содержания воды в продукции нефтяных скважин существенно в нефтяной промышленности при выборе оптимального режима работы скважины, что приводит к повышению эффективности разработки нефтяных месторождений, а значит к увеличению их нефтедобычи и, следовательно, к повышению рентабельности эксплуатации нефтяных скважин.