Способ вывода на эффективный режим работы системы пласт-скважина-насос с помощью индикаторной диаграммы

Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, в частности к способу определения дебита нефтедобывающих скважин. Обеспечивает повышение производительности нефтяных скважин по нефти при одновременном снижении удельных затрат на единицу продукции. Сущность изобретения: способ заключается 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. Определяют дебиты по жидкости, нефти и характер изменения этих параметров. За эффективный режим работы системы пласт - скважина - насос принимают такой режим, при котором обеспечивают устойчивость работы этой системы по дебиту нефти. 2 ил.

 

Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, в частности позволяет определить оптимальный режим работы скважины.

В нефтедобывающей промышленности известен способ определения режимов отбора добываемой продукции, заключающийся в задании аналитических зависимостей всех основных технологических и экономических показателей основных параметров нефтяных пластов, фильтрующихся через них флюидов, применяемых систем разработки и динамики осуществления технологических мероприятий [1]. Экономико-математическая модель строится на основе учета запасов месторождения, параметров физико-геологических свойств пород и необходимого комплекса мероприятий, проводимых как в начале, так и на последующих стадиях эксплуатации пласта.

К недостаткам способа [1] следует отнести то, что применяемые методики, основанные на аналитических расчетах, используют параметры системы пласт - скважина - насос с очень большими пространственными погрешностями, что при реальной эксплуатации, как правило, не обеспечивает вывода работы добывающей скважины на режим максимальной эффективности.

Из известных технических решений наиболее близким к заявляемому способу является способ [2], обычно используемый в качестве основного и заключающийся в экспериментальном определении так называемого коэффициента продуктивности пласта, с помощью которого определяют дебит скважины.

Режим работы скважины дискретно изменяют путем смены штуцера, регулирующего количество добываемой жидкости из скважины Q_ж или изменением частоты вращения ротора электроцентробежного добывающего насоса с помощью частотно-регулируемого привода. При этом одновременно с изменением дебита добываемой жидкости дискретно изменяется депрессия на пласт ΔР=Р_пл-Р_заб, где Р_пл - пластовое давление, Р_заб - давление в забое скважины (забойное давление). По измеренным дискретным значениям Q_ж и ΔР строится индикаторная диаграмма Q_ж=f(ΔР). По этой диаграмме определяется коэффициент продуктивности скважины К, знание которого дает ответ на вопрос: какую депрессию на пласт необходимо создать для получения заданного дебита жидкости Q_ж=К(Р_пл-Р_заб). Если процесс добычи является стационарным и равновесным, то, как следует из теории фильтрации [3], зависимость Q_ж от депрессии является линейной, т.е. коэффициент К является константой в широком диапазоне давлений (при слишком большой депрессии возможен выход газа в зоне насоса). Следует отметить, что в случае стационарного равновесного процесса изменение депрессии не влияет на обводненность продукции η, т.е. при увеличении депрессии количество добываемой нефти также растет по линейному закону

Q_н=(l-η)К(Р_пл-Р_заб).

С увеличением депрессии раньше или позже достигается величина ΔР_о, при превышении которой процесс добычи становится неравновесным, величина К становится зависящей от депрессии и увеличение дебита скважины определяется увеличением доли воды Q_в в количестве добываемой жидкости Q_ж, т.е. с ростом Q_ж растет обводненность добываемой продукции. Количество добываемой нефти Q_н при этом в лучшем случае остается постоянным или уменьшается. Это связано с тем, что вязкость воды существенно меньше вязкости нефти, и при достижении значения ΔР_о возникает ситуация, когда требуемое количество нефти не успевает поступать из пласта в призабойную зону. Этот недостаток нефти компенсируется водой и обводненность добываемой продукции увеличивается. Определить значение ΔР_о по индикаторной диаграмме Q_ж невозможно, вот почему на этапах разработки месторождения, когда обводненность становится выше 20-25%, определение режима эксплуатации погружного скважинного оборудования по методу [2] может давать неверные результаты. Более того, если доля воды в добываемой продукции велика, определение дебита скважины способом [2] может не только увеличить себестоимость продукции, но и сделать разработку скважины нерентабельной.

Целью предлагаемого способа является повышение производительности нефтяных скважин по нефти при одновременном снижении затрат на единицу добываемой продукции.

Суть нового метода состоит в том, что определение оптимального режима эксплуатации погружного скважинного оборудования осуществляется с помощью индикаторной диаграммы, построенной по дебиту нефти

Q_н=f(Р_пл-Р_заб).

В процессе оптимизации параметров добычи режим работы скважины дискретно изменялся путем изменения частоты вращения ротора центробежного добывающего насоса с помощью частотно-регулируемого привода. В каждом режиме экспериментально определялись: дебит скважины по жидкости Q_ж; дебит скважины по нефти Q_н; депрессия на пласт ΔР=Р_пл-Р_заб. По полученным экспериментальным данным строились индикаторные диаграммы Q_ж=К(Р_пл-Р_заб) и Q_н=f(P_пл-Р_заб). Индикаторная диаграмма Q_ж=f(Р_пл-Р_заб) позволяет достаточно точно определить величину депрессии ΔР_о, которая и определяет оптимальный режим работы скважины. Как уже отмечалось, индикаторная диаграмма Q_ж=К(Р_пл-Р_заб) такой возможности не дает.

Таким образом, заявляемый способ соответствует критерию "новизна". При изучении других технических решений в данной области техники признаки, отличающие заявляемое решение от прототипа, не были выявлены и поэтому они обеспечивают заявляемому техническому решению соответствие критерию "существенные отличия".

Примеры использования предлагаемого способа определения оптимальных параметров работы скважинного оборудования

Пример 1.

Скважина 2246.

До проведения исследований дебит скважины 2246 по жидкости составлял 98 м³/сут., дебит по нефти 27 м³/сут. соответственно.

На фиг.1 представлены полученные в результате проведенных измерений зависимости Q_ж=К(Р_пл-Р_заб) Q_н=f(Р_пл-Р_заб).

В исследованном диапазоне изменения депрессии индикаторная диаграмма по жидкости имеет линейный характер, т.е. с увеличением депрессии ΔР происходит пропорциональное увеличение дебита жидкости Q_ж. Как видно из рисунка, индикаторная диаграмма по нефти имеет более сложный характер. С увеличением депрессии дебит нефти возрастает от минимального значения Q_н=10 м³/сут. практически линейно и при депрессии ΔР=4,7 МПа достигает максимального значения 40 м³/сут. Дальнейшее увеличение депрессии приводит к снижению дебита по нефти.

Из диаграмм, приведенных на фиг.1, видно, что определение режима работы погружного оборудования необходимо осуществлять по индикаторной диаграмме по нефти. Оптимальная депрессия на пласт должна составлять 4,7 МПа, что соответствует дебиту по жидкости Q_ж=152 м³/сут. и максимальному дебиту по нефти Q_н=40 м³/сут.

Если для данной скважины руководствоваться общепринятым способом [2], т.е. пользоваться только индикаторной диаграммой Q_ж=К(Р_пл-Р_заб), вывод будет однозначным: чем больше депрессия, тем больше дебит по нефти, что неверно.

Пример 2.

Скважина 2364.

До проведения исследований дебит скважины 2364 по жидкости составлял 116 м³/сут., дебит по нефти 57 м³/сут. соответственно.

Экспериментально полученные зависимости Q_ж=К(Р_пл-Р_заб) и Q_н=f(Р_пл-Р_заб) представлены на фиг.2.

В исследованном диапазоне изменения ΔР индикаторные диаграммы по жидкости и по нефти имеют линейный характер, что имело место в предыдущем примере при депрессии ΔР<4,7 МПа. Это означает, что исследованный диапазон изменения депрессии недостаточен и максимум дебита по нефти еще не достигнут. Поэтому при плановом ремонте погружного оборудования следует заменить действующий насос на насос с большей производительностью.

Использование предлагаемого способа вывода системы пласт - скважина - насос на эффективный режим работы с помощью индикаторной диаграммы по нефти позволяет достаточно точно определять наиболее оптимальный режим работы погружного скважинного оборудования и получать максимальную отдачу нефтяной скважины.

Источники информации

1. Лысенко В.Д. Оптимизация разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1991. - 296 с.

2. Дашевский А.В., Кагарманов И.И., Зейгман Ю.В., Шамаев Г.А. Справочник инженера по добыче нефти. - Стрежевой: ОО "Печатник", 2002. - 279 с.

3. Ентов В.М. Теория фильтрации // Соросовский образовательный журнал, 1998, №2, с.121-128.

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, отличающийся тем, что 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.