способ эксплуатации нефтяных скважин

Формула изобретения

Способ эксплуатации нефтяных скважин, включающий отбор жидкости из скважины насосом до достижения забойного давления ниже пластового путем периодического изменения производительности насоса до достижения стационарного режима, отличающийся тем, что в процессе изменения производительности насоса измеряют расстояние от забоя скважины до линии разгазирования до момента достижения линией разгазирования положения, соответствующего стационарному режиму, и поддерживают это расстояние постоянным в течение всего времени разработки пласта путем регулирования производительности насоса.

Описание изобретения к патенту

Предполагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений.

Известен способ автоматического управления пластом при периодической откачке [1, c. 328] Способ включает отбор жидкости из скважины насосом до достижения забойного давления ниже пластового путем периодического изменения производительности насоса до достижения стационарного режима. Это осуществляется с помощью датчика давления, установленного на забое скважины.

Использование этого способа целесообразно тогда, когда пласт малопродуктивный. К недостаткам этого способа следует отнести: 1) нестационарный ступенчатый режим работы пласта позволяет получить объем жидкости меньше объема, соответствующего стационарному оптимальному режиму; 2) изменение нагрузки насоса приводит к его более быстрому износу; 3) режим такой работы не исключает возможность разгазирования нефти в пласте; 4) т.к. датчик следит лишь за давлением (уровнем) в скважине, он не скорректирует свой настройку в случае изменения состава пластового флюида. Например, изменение газосодержания из-за увеличения обводненности флюида. Все это приводит к снижению нефтеотдачи пласта.

Известен способ эксплуатации нефтяных насосных скважин [2, c.320] использующий глубинный манометр, спускаемый на кабеле. Этот способ позволяет настраивать скважину на оптимальный режим, путем подбора значения производительности насоса, позволяющего установить минимально допустимое забойное давление, которое выше давления насыщения, т.е. выше давления разгазирования нефти. К недостаткам этого способа следует отнести:

1. Необходимость знания точного значения давления насыщения при данных термобарических условиях для попутного газа данного состава.

2. Необходимость периодического повторения настройки оптимального режима скважины, которое обычно проводится по прошествии нескольких месяцев.

3. Возможность значительного отклонения режима работы скважины от оптимального, при изменении параметров пласта между двумя очередными исследованиями скважин, и, следовательно, снижения суммарного объема отбора нефти.

4. Потери энергии, т.к. интенсивность работы насоса не увязана с динамикой пласта.

5. Отсутствие непрерывной информации о состоянии пласта, получаемой о всех скважинах.

6. Необходимость периодической остановки скважины для проведения ее исследования и настройки на оптимальный режим.

Решением задачи является повышение нефтеотдачи пласта.

Для решения поставленной задачи в способе эксплуатации нефтяной скважины, включающем отбор жидкости из скважины до достижения забойного давления ниже пластового путем периодического изменения производительности насоса до достижения стационарного режима, в процессе изменения производительности насоса измеряют расстояние от забоя скважины до линии разгазирования до момента достижения линией разгазирования положения, соответствующего стационарному режиму, и поддерживают это расстояние постоянным в течение всего времени разработки путем регулирования производительностью насоса.

Известно, что оптимальный режим нефтяной скважины определяется подбором такого значения забойного давления, что пласт отдает при этом максимальный объем жидкости, но в тоже время разгазирование нефти в пласте не происходит.

Действительно, если не выполнять условие того, что давление в призабойной зоне выше давления насыщения, то возможное разгазирование в пласте приводит к резкому снижению фазовой проницаемости и объема выходящей из него жидкости. С другой стороны, если устанавливать в скважине такое давление, что разгазирование нефти будет происходить далеко от забоя, то это приведет к заметному снижению объема фильтруемой из пласта жидкости, т.к. снизится величина депрессии на пласт. Для оптимальной работы пласта устанавливают в скважине такое давление, чтобы линия разгазирования находилась бы в нескольких метрах от верхней границы пласта. В действительности, очень близким к реально оптимальному режиму отбора было бы условие нахождения линии разгазирования в 30-50 метрах от верхней границы пласта. Следует отметить, что т. к. параметры пласта и флюида меняются в процессе разработки, линия разгазирования перемещается вдоль скважины. Это приводит к необходимости проведения периодических исследований и перенастройке скважины. Затруднительно также точно определить значение давления насыщения для попутного газа сложного состава в термобарических условиях скважины, которое обычно определяется с помощью лабораторных исследований и расчетов. Все эти недостатки исключает предлагаемый способ, осуществляющий непрерывное слежение за положением линии разгазирования и не требующего знания давления насыщения.

Существующие в настоящее время гидролокаторы, широко используемые в работах на море, позволяют находить отражающие границы инородных предметов, отстоящих на расстоянии нескольких сот метров. С другой стороны известно, что при достижении в скважине давления, меньшего давления насыщения, попутный газ начинает быстро выделяться в канале скважины выше линии разгазирования. Причем, т. к. гидростатическое давление вверх по скважине продолжает падать, количество газовых пузырьков и их размеры увеличиваются, создавая границу среды с большим коэффициентом отражения. Если расположить на забое скважины гидролокатор, позволяющий измерять расстояние от забоя до линии разгазирования, которая может первоначально отстоять от него на несколько сот метров, и в зависимости от этого расстояния менять производительность насоса до тех пор, пока линия разгазирования не будет отстоять от верхней границы пласта в 30-50 метров, можно установить оптимальный режим отбора жидкости. Поддерживая с помощью следящей системы величину этого расстояния в течение всего времени разработки пласта постоянной, можно обеспечить максимальный отбор жидкости из разрабатываемого пласта. Действительно, если проницаемость пласта или пластовое давление начнут падать, уровень в скважине и забойное давление начнут уменьшаться. При этом линия разгазирования начнет смещаться вниз по скважине и гидролокатор подаст сигнал, снижающий производительность насоса с тем, чтобы линия разгазирования опять поднялась до прежнего уровня, и наоборот повышение проницаемости или пластового давления приведут к увеличению интенсивности работы насоса до тех пор, пока уровень разгазирования не займет прежнего места.

Такая система регулирования обеспечивает непрерывное поддерживание оптимального режима отбора жидкости из скважины, обеспечивая при этом максимальный ее отбор. Предельными являются случаи, когда насос полностью останавливается, либо, когда насос развивает максимально допустимую мощность. В первом случае возможно необходима обработка призабойной зоны (кислотная обработка, гидроразрыв), во втором установка более мощного насоса или подключения второго насоса.

Если информацию об интенсивности работы насосов всего месторождения, вместе с другой дополнительной информацией (например, значениями обводненности и газированности нефти) передать в технологический центр управления, то можно рассматривать это, как систему, позволяющую осуществить мониторинг всего месторождения, т.е. непрерывно следить за динамикой разработки месторождения и, изменяя тем нагнетания, управлять отбором нефти на всем месторождении.

Отметим также, что, т.к. насосы при этом будут работать с максимальным к. п.д. т.е. интенсивность их работы будет определяться возможностями пласта отдавать максимальное количество жидкости, то такая система должна обеспечить минимальные затраты энергии при добыче.

Для реализации способа необходимо осуществить следующую последовательность операций, В остановленной скважине устанавливают гидролокатор, телеметрически связанный с системой регулирования производительностью насоса. Включают насос и начинают менять его производительность, увеличивая ее ступенчато каждые пять часов. После того, как гидролокатор зафиксирует положение линии разгазирования, соответствующий некоторому стационарному режиме (когда уровень в скважине и величина темпа отбора не меняются со временем), включают следящую систему, регулирующую производительность насосов, задавшись предварительно значением безопасного расстояния от линии разгазирования до верхней границы пласта (обычно 30-50 м). Передают величины, характеризующие темп работы насосов в управляющий центр и, если необходимо, корректируют работу нагнетательных скважин с тем, чтобы повысить пластовое давление в скважинах с пониженным дебитом и снизить пластовое давление в скважинах с высоким содержанием воды.

В качестве примера рассмотрим решения, получаемые с помощью математической модели системы штанговый насос скважина пласт. Насос может менять производительность за счет числа ходов поршня, длины штока и площади сечения поршня. В скважину глубиной 2500 м спущен на глубину 1500 м насос с диаметром поршня 44 мм и ходом штока L=2.6 м. Пластовое давление Р_пл 10,2 мПа, давление разгазирования Р_нас 9,2 мПа; обводненность 0,2; проницаемость пласта К_р 20 мД; мощность h 10 м; газовое число Г 100 м³/м³; вязкость дегазированной нефти m_нн 2 сп.

Как показало моделирование при темпе работы насоса 5 об/мин системы выходит на режим, когда Р_заб 9,9 мПа, Q_ж 16 т/сут. Уровень линии разгазирования 140 м от забоя. Устанавливает в системе регулирования значение расстояния линии разгазирования 50 м от верхней границы пласта (60 м от забоя). Модель системы регулирования находит стационарный режим системы, при этом интенсивность работы насоса 7,6 об/мин, Р_заб 9,5 мПа, Q_ж 25,2 т/сут. Некоторая нелинейность между этими режимами объясняется увеличением объема захватываемого цилиндром насоса в точке забора газа, снижением плотности трехфазной жидкости флюида и т.п. Обычно за оптимальный режим выбирают забойное давление равное Р_нас + 0,1 Р_нас, т.е. режим, выбранный первоначально. Благодаря выбору режима более близкого к оптимальному и поддержания этого режима аппаратурно получается выигрыш в Q_ж 9,2 т/сут. В действительности выигрыш будет больше, т.к. предлагаемый способ непрерывно корректирует режим работы системы.

Экономический эффект при реализации способа создается за счет увеличения выхода продукции скважин, оборудованных погруженными насосами со следящими системами, что связано с непрерывной настройкой скважины на оптимальный режим. При этом уменьшается энергетические затраты на добычу, т.к. насосы работают с интенсивностью, с возможностью пласта. Полученная информация о состоянии продуктивных пластов может быть использована для проведения мониторинга и управления работы нагнетательных скважин.