Способ регулирования технологического режима добывающей скважины

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к технике добычи нефти механизированным способом. Технический результат – повышение эффективности работы малодебитной скважины в условиях снижающейся продуктивности пласта за счет оптимизации параметров работы насосной установки, увеличения ее дебита и снижения риска срывов подачи при снижении притока. Способ включает контроль и изменение длительностей периодов накопления и откачки нефти в соответствии с оптимальными параметрами. При наличии исправного датчика давления на приеме насоса задают критические величины давления, при которых происходит включение/выключение насоса. Фиксируют длительность полного периода откачки/накопления, соответствующего заданным критическим давлениям. Проводят мониторинг за работой скважины. Осуществляют периодический контроль за изменением длительности полного периода откачки/накопления и при изменении длительности полного периода откачки/накопления более чем на 5% от фиксированной величины осуществляют корректировку давления включения насоса по аналитическому выражению. При отсутствии или неисправности датчика давления на приеме насоса задают длительности периодов откачки и накопления и критическое число остановок из-за срыва подачи. Фиксируют остановки насоса, обусловленные срывом подачи из-за критического снижения уровня жидкости в затрубном пространстве скважины. При достижении заданного критического числа остановок из-за срыва подачи осуществляют корректировку длительности периода накопления по соответствующему аналитическому выражению. 4 пр., 4 ил.

 

Способ относится к нефтедобывающей промышленности, и в частности к технике добычи нефти механизированным способом.

Известен способ периодической эксплуатации нефтяной скважины погружной насосной установкой с регулируемым электрическим приводом. Откачку жидкости чередуют с накоплением при выключенной установке и регулируют среднюю во времени подачу установки для согласования с дебитом скважины изменением частоты вращения вала насоса. Подачу насоса контролируют с помощью погружного расходомера. Откачку производят до достижения на приеме насоса заданного минимального давления, а накопление - до достижения максимального давления, причем контроль осуществляют с помощью погружного датчика. RU 2553744, МПК Е21В 43/00, 47/00, опубл. 20.06.2015.

Недостатком данного способа является необходимость дорогостоящего оборудования, позволяющего изменять частоту вращения вала насоса для регулирования подачи установки.

Известен способ регулирования процесса периодической эксплуатации малодебитных нефтяных скважин, включающий контроль и изменение времени накопления и откачки жидкости, причем с целью ускорения процесса нахождения оптимальных параметров каждое последующее время накопления жидкости увеличивают в n раз по отношению к предыдущему до выполнения определенного неравенства. SU 1481382, МПК Е21В 43/00, опубл. 23.05.1989.

Однако приведенный выше ступенчатый подход к определению оптимальных параметров весьма трудоемок и растянут во времени.

Технической задачей является разработка способа регулирования технологического режима малодебитной скважины, работающей в периодическом режиме в условиях снижающейся продуктивности пласта.

Технический результат от реализации изобретения заключаются в оперативном и единовременном определении оптимальных параметров насосной установки, позволяющем увеличить ее дебит и снизить риски срывов подачи при снижении притока.

Технический результат достигается тем, что в способе регулирования технологического режима добывающей скважины, работающей в режиме попеременной откачки и накопления в условиях снижающейся продуктивности пласта, включающем контроль и изменение длительностей периодов накопления и откачки нефти в соответствии с оптимальными параметрами, согласно изобретению при наличии исправного датчика давления на приеме насоса задают критические величины давления, при которых происходит включение/выключение насоса, фиксируют длительность полного периода откачки/накопления, соответствующую заданным критическим давлениям, проводят мониторинг за работой скважины, осуществляют периодический контроль за изменением длительности полного периода откачки/накопления и при изменении длительности полного периода откачки/накопления более чем на 5% от фиксированной величины осуществляют корректировку давления включения насоса по формуле:

где Рвкл и Рвыкл - давления включения и выключения насоса,

ΔT=Тотк+Tнак - фиксированная длительность полного периода откачки/накопления,

ΔT* - длительность полного периода откачки/накопления на момент корректировки давления включения насоса,

а при отсутствии или неисправности датчика давления на приеме задают длительности периодов откачки и накопления и критическое число остановок из-за срыва подачи, фиксируют остановки насоса, обусловленные срывом подачи из-за критического снижения уровня жидкости в затрубном пространстве, при достижении заданного критического числа остановок из-за срыва подачи осуществляют корректировку длительности периода накопления по формуле:

где - расчетная длительность периодов накопления,

Тнак - заданная длительность периодов накопления,

N - число полных периодов откачки/накопления,

К - критическое число остановок из-за срыва подачи,

Т0 - средняя длительность интервала времени от момента остановки насоса из-за срыва подачи до его повторного запуска,

после чего проводят нормировку длительности периодов накопления и откачки по формулам:

где и - скорректированные значения длительностей накопления и откачки, нормированные с учетом сохранения фиксированной длительности полного периода откачки/накопления ΔT.

Осуществление способа проиллюстрировано на следующих рисунках:

Фиг. 1 - Схемы поведения динамического уровня при снижении продуктивности пласта;

Фиг. 2 - Схема для расчета формулы (1);

Фиг. 3 - Изменения расчетных параметров для сценариев 1 (установленные фиксированные значения давлений включения и выключения насоса) и 2 (давление включения насоса вычисляется согласно формуле (1));

Фиг. 4 - Изменения расчетных параметров для сценариев 3 (установлены фиксированные длительности периодов накопления и откачки) и 4 (длительности интервалов накопления и откачки рассчитываются по формулам (2) и (3)).

Способ осуществляется следующим образом.

Имеется добывающая скважина с низким дебитом, в которую спущен глубинный насос. Производят откачку накопившейся нефти, затем останавливают насос для накопления нефти в скважине. Процесс повторяется периодически во времени, т.е. скважина работает в режиме попеременной откачки и накопления в условиях снижающейся продуктивности пласта. Регулирование длительности периодов накопления и откачки осуществляют следующим образом: на приеме задают критические величины давления включения и выключения на приеме насоса, а при отсутствии или неисправности датчика давления на приеме насоса задают длительности периодов откачки и накопления и критическое число остановок из-за срыва подачи. С течением времени продуктивность пласта снижается, что приводит к необходимости корректировки давления включения насоса по формуле (1) и длительностей накопления и откачки по формулам (2) и (3) с целью оптимизации режима работы скважины - увеличения дебита и снижения числа неконтролируемых остановок из-за срыва подачи.

Если в начальный момент заданы оптимальные длительности периодов откачки и накопления, то с течением времени при снижении притока из пласта будут происходить срывы подачи насоса, вызванные критическим повышением динамического уровня жидкости в затрубном пространстве и попаданием газа в насос (см. фиг. 1а). При исправном датчике давления на приеме насоса станция управления запрограммирована на включение и выключение насоса, тогда срывов подачи можно избежать, но при этом будет неконтролируемо возрастать длительность полного периода откачки/накопления (см. фиг. 1б). В то же время, если зафиксировать длительность полного периода откачки/накопления и давление выключения насоса, то среднее давление на приеме будет уменьшаться и дебит скважины увеличится.

При регулировании режима по давлению на приеме насоса формулу (1) получают из следующих соображений.

В течение одного периода откачки и накопления давление на приеме насоса меняется линейно со временем. Тогда в начальный момент времени изменение давления на приеме насоса в течение одного полного периода откачки/накопления задается ломаной линией ABC, при этом расстояние от точки В до отрезка АС равно Рвкл - Рвыкл. С течением времени приток из пласта уменьшается, при этом длительность периода откачки уменьшается, а длительности периода накопления и полного периода откачки/накопления растут: ломаная линия ABC переходит в линию АВ'С'. Для того чтобы сохранить длительность полного периода откачки/накопления в условиях нового значения притока из пласта, необходимо уменьшить Рвкл до значения, соответствующего точке В". Из подобия треугольников АВ'С' и АВ"С следует:

откуда получаем формулу (1).

Максимальный интервал между проверками ΔT* определяем следующим образом. Пусть t0 - момент времени, соответствующий предыдущей корректировке Рвкл, t' - момент времени, соответствующий текущей проверке, ΔT'<ΔT* - длительность полного периода откачки/накопления на момент времени t'. Тогда время следующей проверки t определяют по формуле:

При регулировании режима по времени используют информацию о количестве остановок из-за срыва подачи по формулам (2) и (3).

При фиксированных длительностях периодов откачки и накопления Тотк и Tнак за N полных периодов откачки/накопления произошло К остановок из-за срыва подачи. Это означает, что суммарная длительность работы насоса за это время составила N⋅Tотк, а суммарная длительность накопления - N⋅Тнак+К⋅T0. Выбираем в качестве новой длительности периода накопления величину из условия, чтобы выполнялось

в результате получаем формулу (2). Формула (3) получается, если нормировать длительности периодов накопления и откачки на старое значение длительности полного периода откачки/накопления.

Корректировку длительностей периодов откачки и накоплении по формулам (2) и (3) производят при достижении критического числа остановок из-за срыва подачи насоса с момента предыдущей корректировки К. Рекомендуемое значение К от 3 до 5.

Для примера была смоделирована ситуация работы скважины в периодическом режиме при падающей продуктивности пласта для четырех сценариев регулирования периодического режима работы.

Сценарий 1: имеется исправный датчик давления на приеме насоса, задаем критические значения давления на приеме насоса, при которых происходит включение и выключение насоса, равные 25 и 35 атм соответственно. В дальнейшем значения давления включения/выключения сохраняются неизменными.

Модельная нефтяная вертикальная скважина имеет следующие параметры: глубина скважины 2500 м, внутренний диаметр обсадной колонны 130 мм, глубина спуска насоса 2000 м, внешний диаметр НКТ 73 мм, пластовое давление 200 атм, коэффициент продуктивности 0,25 м3/сут/атм, буферное и затрубное давления 10 атм, обводненность 0%, плотность нефти 870 кг/м3, газовый фактор 50 м33, номинальный напор насоса 2000 м. Скважина рассчитывается в течение 15 сут, начиная с момента запуска насоса. Скорость изменения продуктивности пласта составляет 0,01 м3/сут/атм, поэтому на момент окончания расчета продуктивность пласта составляет 40% от начального значения.

На фиг. 3 (а) показан график изменения расчетных параметров для сценария 1. Согласно результатам моделирования для сценария 1 средний дебит нефти на конец 15 сут составляет 10,7 т/сут при среднем давлении на приеме 30 атм и длительности полного периода откачки/накопления 150 мин.

Сценарий 2: имеется исправный датчик давления на приеме насоса, задаем критические значения давления на приеме насоса, при которых происходит включение и выключение насоса, равные 25 и 35 атм соответственно. Модельная нефтяная вертикальная скважина имеет такие же параметры, что в сценарии 1. Фиксируем длительность полного периода откачки/накопления, соответствующую заданным критическим давлениям 25 и 35 атм, которая равна 90 мин. В дальнейшем во время очередной проверки (спустя 55 ч после начала расчета и спустя 49 ч после выхода скважины на периодический режим, когда давление на приеме изменяется в интервале между 25 и 35 атм) замеряем длительность полного периода откачки/накопления и сравниваем ее с фиксированной. Она составила 94 мин. Это на 4% больше фиксированной. Продолжаем эксплуатировать скважину в периодическом режиме и по формуле (4) рассчитываем время очередной проверки, что составило 67 ч. По прошествии этого времени заново замеряем длительность полного периода откачки/накопления, которая составила 95 мин, то есть она более чем на 5% превышает фиксированное значение. Проводим корректировку Рвкл по формуле (1). Далее проводим следующую итерацию - повторно замеряем длительность полного периода откачки/накопления и сравниваем ее с фиксированной, корректируем Рвкл.

На фиг. 3 (б) показан график изменения расчетных параметров для сценария 2. Согласно результатам моделирования для сценария 2 средний дебит нефти на конец 15 сут равен 10,9 т/сут при среднем давлении на приеме 28 атм и длительности полного периода откачки/накопления 94 мин.

Согласно результатам моделирования сравнение сценариев 1 и 2 показывает, что в условиях снижающейся продуктивности пласта периодический контроль за длительностью полного периода откачки/накопления и приведение его к начальному значению за счет корректировки Рвкл позволяет заметно снизить давление на приеме насоса и увеличить дебит скважины.

Сценарий 3: Модельная нефтяная вертикальная скважина имеет такие же параметры, что в сценарии 1. На скважине неисправен датчик давления на приеме насоса. В начальный момент времени задаем фиксированные длительности периодов откачки и накопления 60 и 90 мин соответственно. Принимаем, что в случае остановки насоса из-за срыва подачи он переходит в режим накопления, в котором остается 270 мин, после чего снова начинается откачка. На фиг. 4 (а) показан график изменения расчетных параметров для сценария 3.

Согласно полученным результатам для сценария 3 в течение 15 сут фиксируется 34 остановки из-за срыва подачи. При этом накопленная добыча за это время равна 257,4 т.

Сценарий 4: На скважине отсутствует или неисправен датчик давления на приеме насоса. Модельная нефтяная вертикальная скважина имеет такие же параметры, что в сценарии 1. В начальный момент времени задаем фиксированные длительности периодов откачки и накопления 60 и 90 мин соответственно. В случае остановки насоса из-за срыва подачи он переходит в режим накопления, в котором остается 270 мин, после чего снова начинается откачка. Задаем К - критическое число остановок из-за срыва подачи, равное 5. Фиксируем все остановки насоса, обусловленные срывом подачи из-за критического снижения уровня жидкости в затрубном пространстве. После каждой серии из 5 остановок осуществляем корректировку длительности периодов откачки и накопления в соответствии с формулами (2) и (3). Проводим следующую итерацию - фиксируем все остановки насоса и при достижении критического числа остановок корректируем длительность периодов откачки и накопления. На фиг. 4 (б) показан график изменения расчетных параметров для сценария 4.

Согласно полученным результатам для сценария 4 в течение 15 сут фиксируется 19 остановок из-за срыва подачи. При этом накопленная добыча за это время равна 257,9 т.

Таким образом, данный пример показывает, что за счет периодической корректировки длительности периодов откачки и накопления в условиях отсутствия контроля срыва подачи возможно кратно снизить число остановок и увеличить добычу нефти.

Заявленный способ позволяет регулировать работу малодебитной скважины в периодическом режиме с учетом продуктивности пласта за счет оперативного и единовременного определения оптимальных параметров насосной установки, что в конечном итоге позволяет увеличить ее дебит и снизить риски срывов подачи при снижении притока.

Способ регулирования технологического режима добывающей скважины, работающей в режиме попеременной откачки и накопления в условиях снижающейся продуктивности пласта, включающий контроль и изменение длительностей периодов накопления и откачки нефти в соответствии с оптимальными параметрами, отличающийся тем, что при наличии исправного датчика давления на приеме насоса задают критические величины давления на приеме насоса, при которых задают включение/выключение насоса, фиксируют длительность полного периода откачки/накопления, соответствующую заданным критическим давлениям, в ходе мониторинга за работой скважины осуществляют периодический контроль за изменением длительности полного периода откачки/накопления и при изменении длительности полного периода откачки/накопления более чем на 5% от фиксированной величины осуществляют корректировку давления включения насоса по формуле:

где Рвкл и Рвыкл _ давления включения и выключения насоса;

ΔT* - длительность полного периода откачки/накопления на момент корректировки давления включения насоса;

ΔT=Тоткнак - фиксированная длительность полного периода откачки/накопления,

а при отсутствии или неисправности датчика давления на приеме задают длительности периодов откачки и накопления и критическое число остановок из-за срыва подачи, фиксируют остановки насоса, обусловленные срывом подачи из-за критического снижения уровня жидкости в затрубном пространстве, при достижении заданного критического числа остановок из-за срыва подачи осуществляют корректировку длительности цикла накопления по формуле:

где - расчетная длительность периодов накопления;

К - критическое число остановок из-за срыва подачи;

N - число полных периодов откачки/накопления;

Т0 - средняя длительность интервала времени от момента остановки насоса из-за срыва подачи до его повторного запуска;

Tнак - заданная длительность периодов накопления,

после чего проводят нормировку длительности периодов накопления и откачки по формулам:

где и - скорректированные значения длительностей периодов накопления и откачки, нормированные с учетом сохранения фиксированной длительности полного периода откачки/накопления ΔT.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение производительности нагнетательных скважин, уменьшение времени осуществления способа, его упрощение и удешевление.

Изобретение относится к области разработки месторождений. Технический результат - повышение эффективности разработки неоднородных по проницаемости коллекторов с водонапорным режимом за счет дополнительной добычи нефти, снижения и/или стабилизации темпов роста обводненности.

Изобретение относится к частице сшитого препятствующего образованию отложений вещества для операций добычи нефти, для источника воды охлаждающей колонны, способу изготовления частицы и ее использованию.

Изобретение относится к флюидам, применяемым при обработке нефтегазоносной формации. Флюид для обработки подземной формации, содержащий водную двухфазную систему, включающую первую водную фазу и вторую водную фазу, где первая фаза содержит нанокристаллическую целлюлозу - NCC, включающую стержнеобразные частицы NCC, имеющие кристаллическую структуру, концентрация частиц NCC в первой фазе выше, чем их концентрация во второй фазе, и флюид способен становиться более вязким, чем либо первая фаза, либо вторая фаза, при переходе водной двухфазной системы в однофазную систему.

Изобретение относится к композициям для извлечения нефти. Композиция для извлечения нефти содержит: димерное неионогенное поверхностно-активное вещество приведенной структурной формулы I или его региоизомер и/или тримерное неионогенное поверхностно-активное вещество приведенной формулы II и диоксид углерода.

Группа изобретений относится к повышению сортности тяжелых углеводородов во время извлечения из пласта. Технический результат – увеличение извлечения углеводородов с одновременным повышением их сортности, снижение воздействия на окружающую среду, уменьшение энергозатрат.

В настоящем изобретении приводится композиция поверхностно-активного вещества для использования в обработке и извлечении жидкого ископаемого топлива из подземной формации.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии интенсификации добычи нефти. Технический результат - повышение стабильности эмульсионных растворов для комплексной технологии интенсификации добычи нефти, получение дополнительной добычи нефти, повышение эффективности на скважинах с высоким дебитом.

Изобретение относится к добыче нефти из подземной формации. Способ добычи нефти из подземной формации, включающий стадию нагнетания в указанную формацию водной композиции, содержащей от 0,05% до 5 мас.% на основе общего количества водной композиции поверхностно-активного вещества - карбоксилата алкил- или алкенилолигогликозида (простого эфира) согласно приведенной структурной формуле по меньшей мере через один нагнетательный ствол скважины и извлечения сырой нефти из подземной формации по меньшей мере через один добывающий ствол скважины.
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, а именно к выносу жидкости из эксплуатационных газоконденсатных скважин. Технический результат изобретения - повышение эффективности выноса водоконденсатной смеси из газоконденсатных скважин в условия низких пластовых давлений и дебитов газовых скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для возбуждения скважины путем создания депрессии, и может быть использовано при вторичном вскрытии пласта и освоении скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и позволяет решить задачу повышения нефтеотдачи плотных нефтяных коллекторов циклической закачкой углекислого газа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи слабопроницаемых карбонатных коллекторов.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения. Способ включает бурение вертикальных нагнетательных скважин и добывающей скважины с горизонтальным стволом, выделение продуктивных пластов с различной проницаемостью, разделенных непроницаемыми пропластками, крепление обсадных колонн и их перфорацию, закачку вытесняющей жидкости и отбор продукции скважины.

Группа изобретений относится к пакерным двуствольным эжекторным установкам. Техническим результатом является повышение производительности и надежности эксплуатации добывающих скважин.

Предложены система и способ для улучшения добычи углеводорода из газовых скважин и, в частности, для улучшения добычи углеводорода с использованием систем для насосно-компрессорной добычи.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и, в частности, к методам повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин за счет геомеханического воздействия на пласт.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке мощных плотных карбонатных нефтяных коллекторов с применением многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП).

Изобретение относится к области поддержания пластового давления на многопластовых месторождениях и может быть использовано при одновременно-раздельной закачке жидкости в один или несколько пластов одной скважины, а также в ряде случаев может быть применено для регулирования, исследования и отсекания закачки жидкости в пласты в нагнетательной скважине.

Группа изобретений относится к разведке подводных месторождений углеводородов и более конкретно к узлу и способу подводной добычи газообразных углеводородов. Технический результат – повышение эффективности добычи.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтегазоконденсатных месторождений. Способ аккумуляции холода в пласте включает использование двухтрубной компоновки в двуствольной горизонтальной скважине, спуск первой лифтовой трубы с установкой пакера для отделения затрубного пространства и добычи нефти, спуск второй лифтовой трубы меньшего диаметра.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к технике добычи нефти механизированным способом. Технический результат – повышение эффективности работы малодебитной скважины в условиях снижающейся продуктивности пласта за счет оптимизации параметров работы насосной установки, увеличения ее дебита и снижения риска срывов подачи при снижении притока. Способ включает контроль и изменение длительностей периодов накопления и откачки нефти в соответствии с оптимальными параметрами. При наличии исправного датчика давления на приеме насоса задают критические величины давления, при которых происходит включениевыключение насоса. Фиксируют длительность полного периода откачкинакопления, соответствующего заданным критическим давлениям. Проводят мониторинг за работой скважины. Осуществляют периодический контроль за изменением длительности полного периода откачкинакопления и при изменении длительности полного периода откачкинакопления более чем на 5 от фиксированной величины осуществляют корректировку давления включения насоса по аналитическому выражению. При отсутствии или неисправности датчика давления на приеме насоса задают длительности периодов откачки и накопления и критическое число остановок из-за срыва подачи. Фиксируют остановки насоса, обусловленные срывом подачи из-за критического снижения уровня жидкости в затрубном пространстве скважины. При достижении заданного критического числа остановок из-за срыва подачи осуществляют корректировку длительности периода накопления по соответствующему аналитическому выражению. 4 пр., 4 ил.

Наверх