СПОСОБ ДОБЫЧИ СКВАЖИННОЙ ЖИДКОСТИ Российский патент 2002 года по МПК E21B43/00 

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 добычи нефти, включающий отбор скважинной жидкости через добывающие скважины (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.

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 добычи скважинной 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 по комплексу показателей, существенные затраты времени для выхода на штатный режим работы.

Техническая задача состоит в оптимизации добычи 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 нефтеотдачи скважины, увеличения пропускной способности глубинно-насосных установок и снижения затрат на добычу нефти при увеличении пропускной способности газожидкостной смеси.

Устройство поясняется чертежами.

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 η = f(Q), 4,6, - для насосов стационарного режима, 3,5 - для насосов циклического режима, Q - номинальная производительность насоса, см³/с, Н - напор, м, η - КПД, %.

В отличие от известного решения в способе устанавливают глубинно-насосное оборудование с мощностью насоса П₁>>П₂, где П₁ - номинальная производительность насоса, П₂ - ожидаемый дебит жидкости, размещают насос на глубине, обеспечивающей наименьшие удельные расходы на тонну добываемой скважинной продукции, с возможностью его работы в циклическом режиме штатной добычи жидкости, при этом время работы насоса в цикле режима штатной работы может быть равно функции от граничных условий работы насоса, времени и скорости заполнения затрубного пространства по функции: Т_pi=f(П_i ^У, t_o(i-1), V_o(i-1)), где i>l - порядковый номер цикла, Т_pi - время работы насоса в i-м цикле, час, П_i ^У - граничные условия работы насоса в i-м цикле, см³/с, t_o(i-1) - время заполнения затрубного пространства в (i-1) - м цикле, час, V_o(i-1) - скорость заполнения затрубного пространства в (i-1) - м цикле, см³/с.

Граничные условия работы насоса П_i ^У - могут приниматься по функциям энергетических характеристик насоса, например, H=f(Q), где Н - напор, м, Q - номинальная производительность насоса, см³/с; а время работы насоса в первом цикле T_pl может назначаться минимальным и равным, например, 1,5 - 1,7 ч.

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 вглубь 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 низко проницаемых 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_pi=f(П_i ^У, t_o(i-1), V_o(i-1)), (1)
где i>1 - порядковый номер цикла; Т_pi, - время работы насоса в i-м цикле, ч; П_i ^У - граничные условия работы насоса в i-м цикле, см³/с; t_o(i-1) - время заполнения затрубного пространства в (i-1) - м цикле, ч; V_o(i-1) - скорость заполнения затрубного пространства в (i-1) - м цикле, см³/с; граничные условия работы насоса П_i ^У - 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_pi назначается минимальным, 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.

Экономия энергетических затрат обусловлена тремя обстоятельствами. Первое из них связано с тем, что при отключении и остановке насоса электроэнергия не расходуется. Второе связано с притоком нефти из пласта, продолжающимся при неработающем насосе. Третье обстоятельство связано с интенсификацией притока из пласта, связанной с применением насоса повышенной производительности, изменением коллекторских свойств пласта и призабойной зоны в сторону их улучшения.

С учетом времени простаивания t_ост суммарный дебит за один цикл составит
,
где q_ср - среднесуточный дебит скважин, м³/сут; q_max - дебит во время работы насоса, м³/сут; t_p - время работы насоса в цикле, час; t_ост - время останова насоса в цикле, ч.

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

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

Пример осуществления способа.

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 χ - 10⁴ см²/с, вязкость флюида μ = 3,5 мПа•с, плотность жидкости в пластовых условиях γ = 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/cyт 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/cyт, 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-ом 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_о(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 H_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/cyт, 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. Увеличение депрессии составило 1,6 раза.

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

По исходным данным определяют параметры циклического процесса (см.таблицу).

Изобретение относится к добыче жидких полезных ископаемых, в основном в нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при глубинно-насосной эксплуатации, в частности, нефтяных скважин. Обеспечивает оптимизацию добычи с увеличением суммарного получаемого дебита скважины, скорости жидкости внутри пласта и пропускной способности глубинно-насосной установки. Сущность изобретения: способ включает размещение в скважине глубинно-насосного оборудования на рациональной глубине и осуществление перекачки жидкости в систему нефтесбора. При этом для периодического создания гидродинамических импульсов устанавливают глубинно-насосное оборудование с возможностью работы насоса в циклическом режиме штатной добычи жидкости. Насос выбирают мощностью П₁>>П₂, где П₁ - номинальная производительность насоса; П₂ - ожидаемый дебит жидкости. Этот насос размещают на глубине, обеспечивающей наименьшие удельные расходы на тонну добываемой скважинной продукции при циклической работе. Время работы насоса в цикле режима штатной работы устанавливают равным функционалу от граничных условий работы насоса, времени, скорости заполнения затрубного пространства и определяют по аналитической зависимости. 1 табл., 4 ил.

Способ 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 глубинно-насосное оборудование с возможностью работы насоса в циклическом режиме штатной добычи жидкости, насос мощностью П₁>>П₂, где П₁ - номинальная производительность насоса; П₂ - ожидаемый дебит жидкости; размещают на глубине, обеспечивающей наименьшие удельные расходы на тонну добываемой скважинной продукции при циклической работе, время работы насоса в цикле режима штатной работы устанавливают равным функционалу от граничных условий работы насоса, времени и скорости заполнения затрубного пространства:
T_Pi= f(П_i ^У, t_0(i-1), V_0(i-1)),
где i>1 - порядковый номер цикла;
T_Pi - время работы насоса в i-м цикле, ч;
П_i ^У - 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_i ^У принимают
ПУi

= f_i(ϕ_J,ψ_k),
где ϕ_j - фильтрационные характеристики пласта и скважины;
ψ_k - технологические режимы работы скважины, причем ϕ₁ = (r_c), ϕ₂ = (χ,ϕ₃ = (ε),
ϕ₄ = (K_ПР), ψ₁ = (ΔP), ψ₂ = (Q),
где ϕ₁ - приведенный радиус скважины, см;
ϕ₂ - коэффициент пьезопроводности пласта, см²/с;
ϕ₃ - гидропроводность пласта, мкм²•м/мПа•с;
ψ₁ - падение забойного давления в период работы насоса, МПа;
ψ₂ - номинальная производительность насоса, см³/с;
i - номер цикла;
ϕ₄ - коэффициент продуктивности скважины, см³/с•МПа;
по функциям энергетических характеристик насоса
Н= 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.