Способ добычи нефти в малодебитных скважинах

Предложенное изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к способам добычи нефти посредством комплексной насосной системы, позволяющей оптимизировать процесс перекачки нефти. Обеспечивает возможность непрерывной оптимизации процесса перекачки нефти из малодебитных скважин. Сущность изобретения: по способу добычи нефти производят посредством комплексной насосной системы, включающей добывающие скважинные насосы с электродвигателями и насосы поддержания пластового давления - ППД с единой системой управления и контроля подачи насосов. Предварительно для каждого отдельного добывающего скважинного насоса в соответствующей добывающей скважине определяют экспериментально функциональную взаимосвязь между величиной изменения тока в цепи электродвигателя и объемом добычи пластовой жидкости на заданных частотах вращения вала электродвигателя. Добычу пластовой жидкости добывающими насосами автоматически оптимизируют в соответствии с изменением притока в них пластовой жидкости путем непрерывного измерения тока в цепи электродвигателя соответствующего добывающего скважинного насоса и соразмерного увеличения частоты вращения вала электродвигателя при увеличении тока или соразмерного уменьшения частоты вращения вала электродвигателя при уменьшении тока. При этом с изменением объема добычи пластовой жидкости добывающими скважинными насосами одновременно регулируют и подачу насосов ППД. 4 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Предложенное изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к способам добычи нефти посредством комплексной насосной системы, позволяющей оптимизировать процесс перекачки нефти.

Известен способ добычи нефти посредством электронасоса и электронной аппаратуры для обработки и последующей оптимизации процесса откачки нефти из скважины, согласно которому для проверки корректности режима работы электронасоса измеряют ток в цепи его электродвигателя, сравнивают его с установленными для него пороговыми значениями тока на заданной частоте вращения вала электродвигателя и в случае, если измеренный ток выходит за то или иное пороговое значение, то считается, что режим работы электродвигателя электронасоса нестабилен и частота его вращения понижается до заранее определенного значения, а при условии, что продолжительность нестабильности превышает заранее определенное значение, электронасос и вовсе останавливают. Подобное техническое решение раскрыто в описании к патенту GB 2334284 А, опубликованному 18.08.1999, МПК 7 Е21В 34/16, 43/12. Однако в указанном техническом решении не предусмотрено решение задачи оптимизации процесса добычи нефти (в частности, из малодебитных скважин), поскольку при нарушении стабильности режима работы электронасоса он попросту останавливается или, по крайней мере, переводится на режим работы с заведомо низкими оборотами, на которых уровень добычи нефти сравнительно мал и нестабилен.

Наиболее близким к предложенному изобретению является способ добычи нефти посредством комплексной насосной системы, в которую входят добывающие скважинные насосы и насосы ППД, помещенные соответственно в добывающие и нагнетательные скважины, с единой системой управления, раскрытый в описании к патенту РФ RU 2142556 С1, опубликованному 10.12.1999, МПК 7 Е21В 43/20. Подобные системы широко используются в современной нефтедобывающей промышленности. Однако в указанном способе также не предусмотрена возможность более гибкой автоматической оптимизации процесса перекачки нефти в целях повышения эффективности эксплуатации системы скважин, в том числе и малодебитных скважин.

Предложенное техническое решение позволяет непрерывно оптимизировать процесс перекачки нефти из малодебитных скважин, т.е. максимально увеличить уровень ее добычи, при увеличении надежности работы всей комплексной насосной системы в целом в случае непредвиденного выхода из строя нескольких отдельных входящих в нее нефтедобывающих установок.

Поставленная задача решается тем, что в способе добычи нефти, заключающемся в том, что добыча производится посредством комплексной насосной системы, включающей добывающие скважинные насосы и насосы ППД с единой системой управления, осуществляющей непрерывный контроль и регулирование подачи насосов, изменение объема добычи пластовой жидкости осуществляют при одновременном регулировании подачи насосов ППД, непрерывной автоматической оптимизации откачки пластовой жидкости добывающими скважинными насосами в соответствии с изменением притока пластовой жидкости в скважинах, причем вышеуказанный процесс реализуется путем непрерывного измерения тока в цепи электродвигателя соответствующего добывающего скважинного насоса при заданной частоте вращения вала электродвигателя и автоматического соразмерного увеличения частоты вращения вала электродвигателя в случае увеличения величины тока и, наоборот, соразмерного уменьшения частоты в случае уменьшения величины тока в цепи электродвигателя добывающего скважинного насоса.

Для повышения надежности и удобства обслуживания эксплуатируемой комплексной насосной системы при регулировании частоты вращения вала электродвигателей добывающих скважинных насосов в процессе автоматической оптимизации подачи скважинной жидкости диапазон регулирования может быть выбран таким, что он удовлетворяет условию ω_max/ω_min≥2, где ω_max, ω_min - соответственно максимальная и минимальная задаваемые частоты вращения вала электродвигателя соответствующего добывающего скважинного насоса. Мониторинг работы комплексной насосной системы может осуществляться посредством радиомодемной спутниковой связи. Измерение добычи пластовой жидкости может осуществляться косвенным методом измерения на основании заданной частоты вращения вала электродвигателя соответствующего скважинного добывающего насоса и измеренных величин тока в цепи данного электродвигателя. В случае выхода из строя ряда добывающих скважинных насосов, входящих в комплексную насосную систему, для повышения объема добычи нефти целесообразно одновременно увеличить частоту вращения валов электродвигателей остальных добывающих скважинных насосов и величину тока в цепи данных электродвигателей.

На фиг.1 приведена схема комплексной насосной системы, реализующей предложенный способ.

На фиг.2, 3 приведены семейства соответственно основных частотных характеристик центробежного насоса в координатах напор столба пластовой жидкости (м) - объем добычи (м³/сутки) и ток в цепи электродвигателя добывающего скважинного насоса (А) - объем добычи (м³/сутки).

Эксплуатируемое месторождение содержит совокупность добывающих скважин с установленными в них добывающими скважинными насосами 1 и скважин для обеспечения поддержания пластового давления с установленными в ее устье насосами ППД 2. Как добывающие скважинные насосы 1, так и насосы ППД 2, электрически или посредством радиомодемной спутниковой связи (на фиг.1 показана пунктирной линией) соединены двухсторонней связью с единой централизованной системой управления 3, осуществляющей непрерывный контроль и регулирование подачи насосов. В случае, если сигналы с добывающих скважинных насосов 1 и насосов ППД 2 к единой централизованной системе управления 3 и наоборот передаются посредством радиомодемной спутниковой связи, то в состав системы также входят спутники 4 со встроенными радиомодемными приемо-передающими устройствами.

Предложенный способ реализуется следующим образом.

В процессе подъема пластовой жидкости из добывающей скважины при выходе на оптимальный режим непрерывно измеряют ток в цепи электродвигателя каждого добывающего скважинного насоса 1 на заданной неизменной частоте вращения его вала. Увеличение тока в цепи электродвигателя добывающего скважинного насоса 1 свидетельствует о том, что увеличился дебит скважины и для вывода его на оптимальный режим работы, а соответственно, и для повышения уровня добычи целесообразно также соразмерно (т.е. в соответствии с установленной функциональной зависимостью) увеличить и частоту вращения вала электродвигателя добывающего скважинного насоса 1 путем повышения напряжения, питающего электродвигатель, например его амплитуды или частоты. И, напротив, уменьшение тока в цепи электродвигателя добывающего скважинного насоса 1 свидетельствует о том, что дебит скважины уменьшился и для вывода его на оптимальный режим работы целесообразно также соразмерно уменьшить и частоту вращения вала электродвигателя добывающего скважинного насоса 1 путем понижения напряжения, питающего электродвигатель, в то время, как в способе, раскрытом в GB 2334284, частота вращения вала электродвигателя насоса уменьшается несоразмерно величине уменьшения тока в цепи электродвигателя, а до некой заранее установленной конкретной величины. Управление всей совокупностью насосов осуществляется посредством единой централизованной системой управления 3, которая непрерывно измеряет величину тока в цепи каждого из электродвигателей соответствующих добывающих скважинных насосов 1 и в соответствии с измеренными значениями соответствующим образом регулирует частоту вращения вала электродвигателя для каждого отдельного скважинного добывающего насоса 1. Приведенные в настоящей заявке основные частотные характеристики добывающих скважинных насосов, характеризующие функциональную взаимосвязь между величиной изменения тока в цепи их электродвигателей и объемом добычи пластовой жидкости на заданных частотах вращения вала электродвигателя соответствующего скважинного добывающего насоса, определяются экспериментально путем предварительной тарировки каждой отдельной нефтедобывающей установки и зависят как от параметров конструкции установки, так и параметров соответствующей добывающей скважины (в качестве примера см. фиг.2, 3).

Одновременно единая централизованная система управления 3 регулирует подачу насосов ППД 2, в качестве которых могут быть выбраны насосы любого типа, которые обеспечивают требуемое давление на нефтесодержащий обрабатываемый пласт и могут работать в заданных условиях эксплуатации исходя из пластового давления, по необходимости увеличивая или уменьшая давление, оказываемое на ту или иную зону эксплуатируемого месторождения.

Предварительные эксперименты показали, что при регулировании частоты вращения вала электродвигателей добывающих скважинных насосов диапазон регулирования целесообразно выбрать таким, чтобы он удовлетворял условию - соответственно максимальная и минимальная задаваемые частоты вращения вала электродвигателя соответствующего добывающего скважинного насоса. В случае, если расстояние между отдельными установками системы достаточно велико и/или условия эксплуатации месторождения существенно затрудняют прокладку кабелей от насосов к единой централизованной системе управления 3 для обеспечения между ними устойчивой двухсторонней электрической связи, мониторинг работы комплексной насосной системы может быть осуществлен посредством радиомодемной спутниковой связи, обеспечиваемой спутниками 4, со встроенными радиомодемными приемо-передающими устройствами. В процессе подъема пластовой жидкости из скважины также важно иметь постоянную информацию относительно ее объема добычи, однако установленная на поверхности скважины соответствующая измерительная аппаратура, как правило, существенно зависит от свойств пластовой жидкости, в частности от ее газосодержания, в связи с чем она зачастую может иметь достаточно высокую дополнительную и динамическую погрешности, что существенно искажает результаты измерения. В связи с этим измерение добычи пластовой жидкости целесообразно проводить косвенным методом измерения на основании заданной частоты вращения вала электродвигателя соответствующего скважинного добывающего насоса и измеренных величин тока в цепи данного электродвигателя. Для этого используется приведенная на фиг.3 зависимость: ток в цепи электродвигателя добывающего скважинного насоса (А) - объем добычи (м³/сутки) на разных частотах. Нередко случается, что несмотря на все мероприятия по удержанию добывающих скважинных насосов 1 в заданном режиме работы, ряд из них все же временно выходит из строя и, как следствие, падает объем добычи нефти. Поэтому в случае выхода из строя ряда добывающих скважинных насосов 1, входящих в комплексную насосную систему, одновременно увеличивают частоту вращения валов электродвигателей остальных добывающих скважинных насосов 1 и величину тока в цепи данных электродвигателей, что позволяет восполнить до заданного уровня объем добычи нефти, уменьшенный вследствие "срыва" ряда добывающих скважинных насосов 1.

Пример осуществления предложенного способа.

Зонально-неоднородный участок залежи нефти разбурен десятью скважинами; шестью добывающими и четырьмя нагнетательными (см. фиг.1). Расстояние между скважинами в среднем составляет 800 м. В качестве добывающих скважинных насосов использовались насосы марки ЦУНАР - 100, а в качестве насосов ППД - насосы УЭЦН с регулируемым приводом. В качестве рабочей частоты вращения вала электродвигателя каждого из добывающих скважинных насосов была выбрана частота 7000 об/мин. В процессе подъема пластовой жидкости из одной из скважин ток в цепи электродвигателя соответствующего добывающего скважинного насоса увеличился с 10 до 12 А. На основании этого был сделан вывод, что дебит скважины увеличился, а следовательно, в целях более эффективной эксплуатации скважины требуется поднять частоту вращения вала электродвигателя добывающего скважинного насоса с 7000 до 7800 об/мин (см. фиг.2, 3). При этом объем добычи пластовой жидкости будет составлять, как видно из фиг.2, 40 м³/сутки. В процессе эксплуатации комплексной насосной системы два добывающих скважинных насоса вследствие тяжелых условий эксплуатации вышли из строя. Для компенсации потерь в объеме добычи нефти частоты вращения валов электродвигателей работоспособных добывающих скважинных насосов были увеличены с 7000 до 9000 об/мин, а ток в цепи их электродвигателей соответственно увеличен с 10 до 16 А путем изменения питающего напряжения на входе электродвигателей. В этом случае объем добычи пластовой жидкости для каждого работающего добывающего скважинного насоса составил 60 м³/сутки (см. фиг.2, 3). Для рассматриваемой комплексной насосной системы максимальная задаваемая частота вращения вала электродвигателя каждого добывающего скважинного насоса ω_max может достигать 10000 об/мин, а минимальная ω_min - 4000 об/мин.

Предложенный способ, помимо того, что он позволяет максимально увеличить уровень добычи нефти из малодебитных скважин при увеличении надежности работы всей комплексной насосной системы в целом в случае непредвиденного выхода из строя нескольких отдельных входящих в нее нефтедобывающих установок, также сравнительно прост на стадии практического осуществления. Для его осуществления не требуется каких-либо специальных сложных и дорогостоящих агрегатов и он может быть реализован на базе имеющегося парка скважинных добывающих насосов, насосов ППД, автоматизированных систем управления данными насосами, а также радиомодемных приемо-передающих радиоустройств, предназначенных для установки на спутниках.

Способ добычи нефти в малодебитных скважинах, заключающийся в том, что добычу производят посредством комплексной насосной системы, включающей добывающие скважинные насосы и насосы поддержания пластового давления - ППД с единой системой управления, осуществляющей непрерывный контроль и регулирование подачи насосов, при этом в процессе подъема пластовой жидкости изменяют объем ее добычи из скважин на поверхность, изменение объема добычи пластовой жидкости осуществляют при одновременном регулировании подачи насосов ППД и непрерывной автоматической оптимизации откачки пластовой жидкости добывающими скважинными насосами в соответствии с изменением притока пластовой жидкости в скважинах, причем вышеуказанный процесс реализуют путем непрерывного измерения тока в цепи электродвигателя соответствующего добывающего скважинного насоса при заданной частоте вращения вала электродвигателя и автоматического соразмерного увеличения частоты вращения вала электродвигателя в случае увеличения величины тока и, наоборот, соразмерного уменьшения частоты в случае уменьшения величины тока в цепи электродвигателя добывающего скважинного насоса, причем соразмерное увеличение частоты определяют с помощью функциональных взаимосвязей между величиной изменения тока в цепи электродвигателей и объемом добычи пластовой жидкости, на заданных частотах вращения валов электродвигателей соответствующих скважинных добывающих насосов, определяемых экспериментально путем предварительной тарировки каждой отдельной нефтедобывающей установки, и зависящих как от параметров конструкции установки, так и параметров соответствующих добывающих скважин.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при регулировании частоты вращения вала электродвигателей добывающих скважинных насосов в процессе автоматической оптимизации подачи скважинной жидкости диапазон регулирования удовлетворяет условию ω_max/ω_min≥2,

где ω_max, ω_min - соответственно максимальная и минимальная задаваемые частоты вращения вала электродвигателя соответствующего добывающего скважинного насоса.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что мониторинг работы комплексной насосной системы осуществляют посредством радиомодемной спутниковой связи.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что измерение добычи пластовой жидкости осуществляют косвенным методом измерения на основании заданной частоты вращения вала электродвигателя соответствующего скважинного добывающего насоса и измеренных величин тока в цепи данного электродвигателя.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что в случае выхода из строя ряда добывающих скважинных насосов, входящих в комплексную насосную систему, одновременно увеличивают частоту вращения валов электродвигателей остальных добывающих скважинных насосов и величину тока в цепи данных электродвигателей.