Патент на изобретение №2202034

(54) СПОСОБ ВЫВОДА СКВАЖИНЫ НА ОПТИМАЛЬНЫЙ РЕЖИМ ПОСЛЕ РЕМОНТА

(57) Реферат:

Использование: в добыче жидких полезных ископаемых, в основном в нефтедобывающей промышленности при глубинно-насосной эксплуатации, в частности нефтяных скважин. Обеспечивает снижение отрицательного влияния глушения и оптимизацию добычи после ремонта скважины. Сущность изобретения: способ включает размещение в скважине глубинно-насосного оборудования на рациональной глубине и осуществление перекачки жидкости в систему нефтесбора. Для периодического создания гидродинамических импульсов устанавливают при ремонте скважины глубинно-насосное оборудование с возможностью работы насоса в циклическом режиме с мощностью насоса, при котором его номинальная производительность намного больше максимального дебита жидкости до производства ремонта. При этом насос размещают на глубине, обеспечивающей наименьшие удельные расходы на тонну добываемой скважинной продукции при циклической работе. Время работы насоса в цикле режима штатной работы после ремонта принимают равным функционалу от граничных условий работы насоса, времени и скорости заполнения затрубного пространства и определяют по аналитическому выражению. 1 з.п.ф-лы, 1 табл., 4 ил.

Изобретение относится к добыче жидких полезных ископаемых в основном в нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при глубинно-насосной эксплуатации, в частности, нефтяных скважин.

Известен способ повышения (оптимизации) нефтеотдачи скважины, включающий технологические выдержки (Пат. РФ 2156352, МПК 6 Е 21 В 43/22, 2000).

Известен способ отбора нефти из скважин с помощью глубинного насоса, с оценкой параметров системы отбора нефти (Пат. РФ 2011812, 6 Е 21 В 47/00, 1990).

Недостаток этих способов – невозможность увеличения пропускной способности глубинно-насосных установок в послеремонтный период.

Известен способ добычи флюида с помощью глубинно-насосной установки с насосом повышенной производительности и возможностью периодической остановки двигателя (Пат. РФ 2061175, МПК 6 Е 21 В 43/00, 1996).

Недостаток способа – малый дебит при больших затратах.

Известен также, принятый за наиболее близкий аналог, способ вывода скважины на оптимальный режим по отбору жидкости, включающий размещение в скважине глубинно-насосного устройства (оборудования), расположенного на рациональной глубине и осуществление перекачки жидкости в систему нефтесбора (Заявка РФ 95108838, МПК 6 Е 21 В 43/00, 1995).

Недостаток известного способа – невозможность оптимизации добычи после ремонта по комплексу показателей, существенные затраты времени при выходе на штатный режим работы, в том числе обусловленные отрицательным влиянием глушения скважины при ремонте.

Техническая задача состоит в снижении отрицательного влияния глушения скважины и оптимизации добычи в послеремонтный период скважины по комплексу показателей путем периодического создания гидродинамических импульсов, увеличения суммарного получаемого дебита скважины и увеличения депрессии на пласт, увеличения скорости жидкости внутри пласта для повышения продуктивности скважины, увеличения пропускной способности глубинно-насосных установок и снижения затрат на добычу нефти при увеличении пропускной способности газожидкостной смеси.

На фиг.1 показана зависимость мгновенного дебита скважины при стационарном режиме работы насоса; на фиг.2. – зависимость от времени мгновенного дебита скважины при циклическом режиме работы насоса; на фиг.3. – зависимость от времени накопленного дебита; на фиг.4. – пример энергетических характеристик насосов, где 1 – зависимость от времени накопленного дебита для стационарного режима, 2 – зависимость от времени накопленного дебита для циклического режима, 3, 4 – показатели H=f(Q), 5, 6 – показатели = f(Q), 4, 6 – для насосов стационарного режима, 3, 5 – для насосов циклического режима, Q – номинальная производительность насоса, см³/с, Н – напор, м, – КПД, %.

В отличие от известного решения в способе при ремонте скважины выполняют штатные работы по ремонту, которые могут включать глушение скважины солевым раствором, подъем подземного оборудования, профилактические работы при текущем ремонте или работы по капитальному ремонту скважины, опускание глубинно-насосного оборудования, запуск скважины и осуществление эксплуатации в штатном режиме добычи жидкости. При ремонте глубинно-насосное оборудование устанавливают с мощностью насоса П₁>>П₂, где П₁ – номинальная производительность насоса, установленного при ремонте, П₂ – максимальный дебит жидкости до производства ремонта скважины; насос размещают на глубине, обеспечивающей наименьшие удельные расходы на тонну добываемой скважинной продукции, с возможностью его работы в циклическом режиме с технологическими выдержками при штатной добыче жидкости. Время работы насоса в цикле режима штатной работы после ремонта может приниматься исходя из функционала от граничных условий работы насоса, времени и скорости заполнения затрубного пространства:
Т_рi=f(П^У _i, t_0(i-1), V_0(i-1)),
где i>l – порядковый номер цикла;
T_pi – время работы насоса в i-м цикле, ч;
П^У _i – граничные условия работы насоса в i-м цикле, см³/с;
t_0(i-1) – время заполнения затрубного пространства в (i-1)-м цикле, ч;
V_0(i-1) – скорость заполнения затрубного пространства в (i-1)-м цикле, см³/с;
граничные условия работы насоса П^У _i – принимают
П^Y_i = f_i(_j, _k),
по функциям энергетических характеристик насоса:
H=f(Q),
где _j – фильтрационные характеристики пласта и скважины,
_k – технологические режимы работы скважины, причем
₁ = (r_c), ₂ = (), ₃ = (),
₄ = (K_пр), ₁ = (P), ₂ = (Q),
где ₁ – приведенный радиус скважины, см;
₂ – коэффициент пьезопроводности пласта, cм²/c;
₃ – гидропроводность пласта, мкм²м/мПас;
₁ – падение забойного давления в период работы насоса, МПа;
₂ – номинальная производительность насоса, см³/с;
i – номер цикла;
₄ – коэффициент продуктивности скважины, см³/сМПа;
Н – напор, м;
Q – номинальная производительность насоса, см³/с;
время работы насоса в первом цикле T_p1 может назначаться минимальным и равным 1,5-1,7 ч.

Способ вывода скважины на оптимальный режим работы после ремонта включает приемы, позволяющие снизить отрицательное влияние глушения скважины, исключить зависимость фактического дебита от характеристик подземного оборудования – исключить ошибки в выборе подземного оборудования после ремонта. Он применим за счет выбранного оборудования и режима работы его для очистки от бурового раствора, технической воды и механических примесей, при падении начального дебита из-за засорения призабойной зоны скважины, для вскрытия дополнительных пропластов и увеличения нефтеотдачи, восстановления режима работы скважины и снижения обводненности.

Сущность применения способа состоит в создании неустановившегося режима работы скважины посредством форсированного отбора в период работы скважины и ее остановки в последующий период. При этом создают условия интенсивного воздействия на пласт и скважину, приводящие к повышению продуктивных показателей работы скважины. Они являются результатом выноса продуктов кольматации, твердых частиц, смол, парафинов, асфальтинов, а также повышения проницаемости пласта и др.

Известный способ установившейся работы скважины обусловлен тем, что забойное давление остается постоянным, напряжения в пласте не меняются, а движущегося потока недостаточно для очистки призабойной зоны. Напротив, как показывает практика, за время работы скважина засоряется, дебит падает вплоть до прекращения работы скважины.

В отличие от этого предлагаемым способом освоения скважины обеспечивают неустановившееся попеременное воздействие на пласт, активно влияющее на улучшение продуктивности скважины и увеличение добычи продукции.

Одно из воздействий связано с форсированным отбором жидкости из пласта. Форсированный отбор приводит к росту депрессии на пласт, следствием которого является непрерывное уменьшение забойного давления и понижение динамического уровня вплоть до приема насоса. В связи с этим при форсированном отборе скважина не может работать постоянно. Необходимо периодически производить отключение скважины для восстановления забойного давления.

При этом происходят следующие виды воздействия на пласт, способствующие освоению скважины, снижению отрицательного влияния глушения.

Это знакопеременные механические напряжения в пласте в период форсированного отбора и остановки скважины. Количество смен нагружения и разгрузки пласта может составлять за сутки 10-12 или же в течение месяца около пятисот. Также воздействия оказываются на скелет пласта, который является не сплошной, а дискретной средой с соединением зерен минералов тонкими слабыми перемычками.

Результатом воздействия переменных механических нагрузок являются как обратимые, так и необратимые изменения в пласте, которые в сочетании с меняющимися фильтрационными потоками при работе и остановке скважины создают благоприятные условия для очищения призабойной зоны.

При механических нагрузках в пласте происходит периодическое изменение объема пор – расширение и сужение. То же происходит и с соединяющими их каналами, в результате чего возникает дополнительная возможность выноса твердых частиц и высоковязких компонентов нефти. Наряду с деформацией порового пространства происходит изменение трещин – их раскрытие и смыкание. С каждой переменой напряжений этот процесс способствует образованию новых трещин, все глубже распространяющихся в пласт. Это явление аналогично гидроразрыву пласта, но отличается тем, что для гидроразрыва характерны одиночные крупные трещины, а для данного случая – массовые трещины.

Видоизменения в пласте способствуют увеличению проницаемости, гидропроводности и пъезопроводности пласта. Зоны улучшенных фильтрационных характеристик охватывают все большие размеры пласта, способствуя увеличению коэффициента продуктивности скважины и уменьшению затрат на тонну продукции.

Способ обеспечивает сокращение количества ремонтов (особенно капитальных), связанных с интенсификацией притока, восстановлением потенциала и выравниванием профиля нефтеотдачи.

Циклический режим работы насоса обеспечивается принятой производительностью насоса, много большей ожидаемого дебита скважины (П₁>>П₂) для более интенсивного притока на забое и одновременно возможности создания гидродинамического импульса, при этом жидкость поступает не только из забоя, но и из затрубного пространства скважины и участка ствола скважины, расположенного под насосом.

На фиг. 1 приведена зависимость мгновенного дебита скважины для широко применяемого стационарного режима при постоянной работе насоса. За начальным участком (выход на стационарный режим) следует постоянное значение дебита во все время работы насоса. Такому режиму соответствует прямая линия (фиг.3, поз. 1) накопленного дебита. При циклическом режиме имеет место ступенчатый характер изменения дебита, соответствующий циклам режима работы насоса (фиг. 2). Накопленный дебит (фиг.3, поз.2) отражает ступенчатый характер его изменения с наклонными участками в период работы насоса и горизонтальными площадками в период простаивания. Накопленный дебит циклического режима превышает накопленный дебит при стационарном режиме (фиг.3, поз.1).

Суммарный получаемый дебит скважины превосходит дебит скважины при стационарном режиме работы насоса по следующим причинам.

Применение насоса повышенной мощности оказывает несколько воздействий на пласт. Увеличивается депрессия на пласт, приводящая к интенсификации потока. Кроме того, увеличение скорости внутри пласта способствует очищению призабойной зоны пласта, улучшению фильтрационных свойств, подключению ранее не работавших пропластков, что приводит к увеличению коэффициента продуктивности скважины.

Процессы изменения состояния коллектора распространяются и в глубь пласта и улучшают фильтрационные характеристики пласта, такие как коэффициенты проницаемости и пьезопроводности пласта, увеличивают подвижность жидкости, например нефти, гидропроводность и другие. Они обусловлены изменением порового состояния пласта, раскрытием трещин, появлением дополнительных микро- и макротрещин вплоть до гидроразрыва, а также проявлениями деформативных свойств, и являются результатом воздействия повышенных градиентов давлений и цикличности напряженного состояния.

После отключения насоса за время простаивания скважины продолжается приток жидкости из пласта на забое, заполняющий затрубное пространство. Кроме того, это обеспечивает уменьшение расхода потребляемой энергии после отключения насоса.

При добыче, например нефти, за время простаивания происходят следующие положительные превращения жидкости в скважине: обогащение нефти, очищение нефти от твердых частиц, удаление свободного газа из нефти, а также возвратный отток воды из скважины в обводненные пропластки.

Обогащение нефти обусловлено процессом, происходящим в остановленной скважине, а именно тем, что происходит флотационное разделение воды и нефти, при котором вода опускается вниз, а нефть всплывает вверх. В результате в пространстве ствола скважины под насосом накапливается обогащенная нефть, которую в следующем цикле извлекают на поверхность.

С другой стороны, оседающая вода снова начинает проникать в пласт. Однако она поступает не во все вскрытые интервалы пласта, а только в максимально проницаемые, поскольку в них меньше противодавление, чем в низкопроницаемых пропластках.

В высокопроницаемых пропластках быстрее всего прорывается вода, поэтому они ранее всего обводняются. Вследствие этого возвратное поступление оседающей воды из скважины снова в пласт улучшает условия гидродинамической обстановки в системе “пласт – скважина”. Очищение жидкости в скважине от твердых частиц происходит под действием их разных плотностей. При этом твердые частицы, появляющиеся в процессе очищения пласта, проваливаются в зумпф и не мешают работе насоса. Их извлекают только при капитальном ремонте скважины.

Существенным фактором работы насоса является наличие свободного газа в перекачиваемой жидкости, оказывающее негативное влияние.

В режиме простаивания скважины выделившийся свободный газ из жидкости утекает через затрубное пространство скважины. В результате этого количество свободного газа под насосом уменьшается вплоть до полного его исчезновения, что также является положительным фактором предлагаемого способа в сравнении с известным способом.

Процесс обогащения, например нефти, обусловлен также составом жидкости в затрубном пространстве, которое заполняется практически чистой нефтью, в отличие от обводненной нефти, притекающей из пласта к забою, и при включении насоса извлекается из затрубья на поверхность.

Процесс эксплуатации насоса в цикле режима штатной работы состоит из двух составляющих, одна из которых связана с его включением на период, при котором не достигаются граничные условия его работы, и другая из которых связана с остановом.

После достижения граничных условий насос отключают, и в скважине в период остановки продолжается приток жидкости из пласта, заполняющий затрубное пространство скважины.

При произвольном характере изменения свойств пласта и других параметров продолжительность периодов в цикле режима штатной работы характеризуется универсальной зависимостью от граничных условий работы насоса, времени и скорости заполнения затрубного пространства в виде:
Т_рi=f(П^У _i, t_0(i-1), V_0(i-1)), (1)
где i >1 – порядковый номер цикла;
Т_рi – время работы насоса в i-м цикле, ч;
П^У _i – граничные условия работы насоса в i-м цикле, см³/с;
t_0(i-1) – время заполнения затрубного пространства в (i-1)-м цикле, ч;
V_0(i-1) – скорость заполнения затрубного пространства в (i-1)-м цикле, см³/с;
граничные условия работы насоса П^У _i – принимают по функциям энергетических характеристик насоса
H=f(Q),
где Н – напор, м;
Q – номинальная производительность насоса, см³/с;
время работы насоса в первом цикле T_p1 назначается минимальным и равным 1,5-1,7 ч.

Тем самым обеспечивают возможность работы насоса в циклическом режиме штатной добычи жидкости и осуществляют эту добычу в соответствии с полученными параметрами.

С учетом времени простаивания t_ocт суммарный дебит за один цикл составит

где q_cp – среднесуточный дебит скважин, м³/cyт;
q_max – дебит во время работы насоса, м³/сут;
t_p – время работы насоса в цикле, ч;
t_ocт – время останова насоса в цикле, ч.

Значение среднего дебита q_cp зависит, в частности, от продолжительности t_ocт, затрачиваемой на заполнение затрубного пространства.

Чем больше t_ocт, тем выше поднимается уровень жидкости в затрубном пространстве. Это приводит к увеличению q_max с ростом времени простаивания скважины t_ocт. В свою очередь, продолжительность простаивания оказывает влияние на средний дебит q_cp, определяемый по формуле. Результат увеличения qmax приведен на фиг.3 с более высоким положением накопленного дебита (2) в сравнении с (1). При этом определяют такую продолжительность t_ocт, которая приводит к большему значению среднего дебита q_cp.

Экономия энергетических затрат обусловлена тремя обстоятельствами.

Первое из них связано с отсутствием расходования электроэнергии при отключении и простаивании насоса. Второе связано с продолжающимся притоком нефти из пласта в отсутствие работающего насоса. Третье обстоятельство связано с интенсификацией притока из пласта в скважину вследствие применения насоса повышенной мощности с улучшением коллекторских свойств пласта и призабойной зоны в сторону их улучшения.

Скважина 1116 была выбрана для применения освоения в связи с тем, что за предшествующее время ее эксплуатации наблюдалось уменьшение коэффициента продуктивности скважины, приводящее к пониженным величинам дебита с засорением призабойной зоны, который на момент обработки составил 9,3 м³/сут.

На Западно-Сургутском месторождении скважиной 1116 в кусте 82 разрабатывается пласт толщиной h=16 м со следующими коллекторскими свойствами: коэффициент проницаемости пласта k = 0,52 мкм², пьезопроводность = 10⁴ см²/с, вязкость флюида = 3,5 мПас, плотность жидкости в пластовых условиях = 0,77 т/м³.

Скважина обсажена колонной диаметра R_к= 5”, в колонну спущены насосно-компрессорные трубы r_нкт= 2,5”. До применения способа скважина 1116 относилась к механизированному фонду и была оборудована насосом ЭЦН – 30-1200. При этом насос был спущен на глубину 1600 м и работал с динамическим уровнем 1200 м. Дебит жидкости до применения способа составлял 9,3 м³/сут при обводненности продукции 7%. Приведенный радиус скважины r_с= 8,5 см.

На этой скважине применяют предлагаемый способ для оптимизации добычи по комплексу показателей, таких как увеличение дебита, снижение обводненности, увеличение депрессии и др.

Для осуществления способа применяют насос ЭЦН-50-1700. Его номинальная производительность П₁=50 м³/cyт значительно превосходит ожидаемый дебит жидкости П₂= 9,3 м³/сут, принятый по результату предыдущей эксплуатации скважины.

Такое соотношение П₁>>П₂ с превышением более чем в 5 раз обеспечивает условие выполнения способа.

Для технического осуществления способа старый насос поднимают на поверхность и определяют глубину спуска нового насоса ЭЦН-50-1700. Для этого выбирают рациональную глубину для данного типоразмера, которая составляет 1740 м, и спускают насос на эту глубину.

Обеспечивают возможность работы в циклическом режиме штатной добычи жидкости. Для этого в данном примере задают условие отключения работающего насоса на i-м цикле моментом достижения уровня в затрубном пространстве Н_кр(i), равного 1600 м, что на 140 м выше глубины спуска насоса. Дальнейшее понижение уровня может повлечь аварию.

Время останова насоса назначают для данного цикла равным t_0(i)=2 ч и осуществляют, например, по таймеру.

Для условий примера реализации включают насос в работу, производят автоматическое отключение насоса в момент понижения уровня жидкости в затрубном пространстве до критического уровня Н_кр(i), выдерживают останов насоса в течение времени по таймеру, чем осуществляют возможность работы насоса в циклическом режиме штатной добычи жидкости.

По результатам применения способа на скважине 1116 Западно-Сургутского месторождения получены следующие положительные результаты. Дебит по жидкости в циклическом режиме штатной добычи жидкости увеличился до 21 м³/сут, вместо первоначального 9,3 м³/сут, что соответствует его увеличению в 2,26 раза. Произошло снижение обводненности продукции до 3% вместо прежней 7%, т.е. в 2,3 раза. Средний динамический уровень стал равным 1100 м вместо прежнего 1200 м, в результате чего снижение депрессии на пласт составило величину, равную U=(1740-1100)/(1600-1200)=1,6.

Полученные результаты подтверждают оптимизацию добычи нефти в результате применения способа по следующим показателям.

Дополнительная добыча жидкости увеличилась в 2,26 раза при снижении депрессии в 1,6 раза. Снижение обводненности составило 2,3 раза.

Таким образом, применением способа обеспечивают осуществление поставленной цели: оптимизации добычи жидкости по указанному комплексу показателей.

По исходным данным определяют параметры циклического процесса для двух других скважин 439 и 1162 (см. таблицу).

Таким образом, в результате освоения скважины по предлагаемому способу получено увеличение следующих фильтрационных характеристик по скважинам 439 и 1162 соответственно: приведенный радиус скважины ₁ с 0,02 до 0,1 см и с 10,2 до 11,8 см, коэффициент пьезопроводности ₂ с 3,0 10⁴ до 4,0104 см²/с и с 2,010⁴ до 3,010⁴ см²/с, коэффициент гидропроводности ₃ с 52 до 65 и с 65 до 75 мкм²см/мПас), коэффициент продуктивности скважины с 3,1 до 3,8 и с 2,3 до 2,8 м³/(СутмПа).

Формула изобретения

1. Способ вывода скважины на оптимальный режим добычи скважинной жидкости, включающий размещение в скважине глубинно-насосного оборудования на рациональной глубине и осуществление перекачки жидкости в систему нефтесбора, отличающийся тем, что для периодического создания гидродинамических импульсов устанавливают при ремонте скважины глубинно-насосное оборудование с возможностью работы насоса в циклическом режиме с мощностью насоса
П₁>>П₂,
где П₁ – номинальная производительность насоса, установленного при ремонте;
П₂ – максимальный дебит жидкости до производства ремонта скважины,
насос размещают на глубине, обеспечивающей наименьшие удельные расходы на тонну добываемой скважинной продукции при циклической работе, время работы насоса в цикле режима штатной работы после ремонта равно функционалу от граничных условий работы насоса, времени и скорости заполнения затрубного пространства:
Т_рi=f(П_i ^У, t_0(i-1), V_0(i-1)),
где i – порядковый номер цикла (i>l);
T_pi – время работы насоса в i-м цикле, ч;
П_i ^У – граничные условия работы насоса в i-м цикле, см³/c;
t_0(i-1) – время заполнения затрубного пространства в (i-1)-м цикле, ч;
V_0(i-1) – скорость заполнения затрубного пространства в (i-1)-м цикле, см³/с,
граничные условия работы насоса П_i ^У принимают равными
П^Y_i = f_i(_j,_k),
где _j – фильтрационные характеристики пласта и скважины;
_k – технологические режимы работы скважины,
причем:
₁ – приведенный радиус скважины, ₁ = (r_c), см;
₂ – коэффициент пьезопроводности пласта, ₂ = (), см²/с;
₃ – гидропроводность пласта, ₃ = (), мкм²м/мПас;
₄ – коэффициент продуктивности скважины, ₄ = (K_пр), см³/сМПа;
₁ – падение забойного давления в период работы насоса, ₁ = (P), МПа;
₂ – номинальная производительность насоса ₂ = (Q), см³/с,
по функциям энергетических характеристик насоса:
H=f(Q),
где Н – напор, м;
Q – номинальная производительность насоса, см³/с,
время работы насоса в первом цикле T_p1 назначают минимальным и равным 1,5-1,7 ч.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при ремонте выполняют глушение скважины солевым раствором, осуществляют подъем подземного оборудования, выполняют профилактические работы при текущем ремонте или работы по капитальному ремонту скважины, опускают глубинно-насосное оборудование, запускают скважину и осуществляют эксплуатацию штатной добычи жидкости.

РИСУНКИ