СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ДЕБИТА СКВАЖИНЫ Российский патент 2008 года по МПК E21B43/00 

Область техники.

Изобретение относится к добыче жидкости из скважин механизированным способом при помощи погружных центробежных насосных установок (УЭЦН) с регулируемым электроприводом и может быть использовано для повышения дебита добывающих нефтяных скважин.

Уровень техники.

Известен способ добычи скважинной жидкости (RU 2190087), согласно которому для периодического создания гидродинамических импульсов в скважине устанавливают глубинно-насосное оборудование с возможностью работы насоса в циклическом режиме штатной добычи жидкости. 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.

Недостатками способа являются снижение дебита скважины за счет уменьшения среднеинтегральной депрессии, а также снижение межремонтного периода (МРП) из-за накопления механических примесей в колонне напорно-компрессорных труб (НКТ).

Наиболее близким аналогом, принятым в качестве прототипа изобретения, является способ повышения дебита скважины, включающий откачку жидкости из скважины погружной установкой лопастного насоса с электрическим приводом, которую чередуют с накоплением жидкости в скважине при выключенной установке и регулируют среднеинтегральную во времени производительность установки изменением соотношения продолжительности откачки жидкости из скважины и продолжительности накопления жидкости в скважине (Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы. - М.: Гостоптехиздат, 1957, стр.126, 128-130).

Недостатком способа является то, что перевод скважины на периодическую эксплуатацию всегда связан с потерей некоторого количества добываемой нефти по сравнению с тем количеством, которое могло быть получено при непрерывной эксплуатации (Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. - М.: Недра, 1983, стр.412-417).

Раскрытие изобретения.

Задачей изобретения является увеличение объема добычи нефти за счет повышения дебита скважины и поддержания его на неизменном уровне при длительной эксплуатации скважины, а также увеличение МРП.

Предложен способ повышения дебита скважины, эксплуатируемой кратковременным или непрерывным способом. При кратковременной эксплуатации жидкость откачивают установкой с производительностью более 80 м³/сут., превышающей расчетный дебит скважины в установившемся режиме эксплуатации более чем в 2 раза, давление, развиваемое установкой при откачке жидкости из скважины, регулируют изменением скорости вращения насоса таким образом, чтобы КПД насоса во всем диапазоне регулирования составлял не менее 0,9 максимального значения КПД для данной скорости вращения.

По мере снижения дебита скважины периодически проводят технологические операции по повышению дебита. Для проведения технологической операции по повышению дебита скважину переводят в периодический режим эксплуатации. При проведении технологических операций продолжительность накопления жидкости в скважине устанавливают таким образом, чтобы объем накопленной жидкости превышал объем жидкости, вмещающейся во внутреннюю полость напорно-компрессорных труб, а продолжительность откачки жидкости из скважины устанавливают таким образом, чтобы объем откачанной жидкости был не больше объема накопленной жидкости и был больше объема жидкости, вмещающегося во внутреннюю полость колонны напорно-компрессорных труб. Скорость вращения насоса при откачке жидкости из скважины устанавливают максимально возможной, при которой не происходит всплытия рабочих колес насоса. Периодичность и продолжительность проведения технологических операций определяют опытным путем из условия превышения объема нефти, дополнительно добытого вследствие проведения технологической операции по повышению дебита скважины, над объемом нефти, потерянным во время проведения технологической операции по повышению дебита скважины.

Данное сочетание существенных признаков изобретения является новым, т.к. в известных способах повышения дебита добывающих нефтяных скважин подобное сочетание существенных признаков не встречается.

От кратковременной эксплуатации скважин предложенный способ отличается большими значениями продолжительности откачки жидкости из скважины и продолжительности накопления жидкости в скважине. При кратковременной эксплуатации скважины продолжительность откачки жидкости из скважины составляет в среднем 5÷10 минут. Несмотря на то, что производительность УЭЦН в несколько раз превышает дебит скважины и скорость откачки жидкости из скважины значительна, за указанное время откачивается незначительный объем жидкости. Обычно он составляет 10÷15% от объема жидкости, вмещающейся во внутреннюю полость колонны НКТ. Поэтому мехпримеси при откачке жидкости из скважины не успевают выноситься из колонны НКТ в приемный коллектор на устье скважины.

Продолжительность накопления жидкости в скважине при кратковременной эксплуатации скважин составляет в среднем 0,5÷1 час. В течение этого времени мехпримеси оседают в нижней части колонны НКТ. При длительной эксплуатации скважины в нижней части колонны НКТ скапливается значительное количество мехпримесей. Это приводит к невозможности дальнейшей эксплуатации скважины и снижению МРП.

При непрерывной эксплуатации малодебитных и среднедебитных скважин, несмотря на то, что жидкость из скважины откачивается непрерывно, так же, как и при кратковременной эксплуатации происходит накопление механических примесей в колонне НКТ. Данный эффект обусловлен тем, что в установившемся режиме эксплуатации скважины ее дебит и производительность добывающей установки равны. Следовательно, на скважинах с одинаковым дебитом производительность УЭЦН при непрерывной эксплуатации в несколько раз меньше, чем при кратковременной эксплуатации.

Соответствующим образом при непрерывной эксплуатации, по сравнению с кратковременной эксплуатацией, уменьшается и скорость течения жидкости в колонне НКТ. Вследствие малой скорости течения жидкости мехпримеси из колонны НКТ не выносятся и при остановках скапливаются в ее нижней части. В процессе длительной эксплуатации скважины следствием описанного процесса является накопление значительного количества мехпримесей в колонне НКТ и остановка скважины по причине отсутствия подачи УЭЦН. Как следствие, снижается МРП.

При длительной эксплуатации скважины в непрерывном режиме происходит кольматация призабойной зоны пласта (ПЗП), уменьшается ее проницаемость. В большей степени данный эффект проявляет себя на малодебитных и среднедебитных скважинах, на которых скорость фильтрации жидкости в ПЗП невелика. В результате кольматации ПЗП снижается дебит скважины и уменьшается объем добычи нефти.

Вследствие малой продолжительности откачки жидкости из скважины при кратковременной эксплуатации, динамический уровень, депрессия и приток пластовой жидкости в скважину изменяются незначительно. Характер гидродинамических процессов и скорость фильтрации жидкости в пласте при кратковременной эксплуатации скважин практически не отличаются от таковых при непрерывной эксплуатации скважин. Одинаковы и скорости течения жидкости в эксплуатационной колонне на участке от забоя скважины до приема насоса.

Следствием данной особенности является не только одинаковое количество выносимых из пласта мехпримесей, но и сходство процессов кольматации ПЗП и снижения дебита при кратковременной и непрерывной эксплуатации скважин.

Отмеченные выше отрицательные эффекты непрерывной и кратковременной эксплуатации скважин, приводящие к уменьшению МРП, снижению дебита скважин и объемов добычи нефти, не проявляют себя при периодической эксплуатации скважин. Причиной этому является большая продолжительность периода эксплуатации скважин, равная сумме продолжительности откачки жидкости из скважины и продолжительности накопления жидкости в скважине.

С целью снижения затрат на электроэнергию, скважины, эксплуатируемые в периодическом режиме, обычно включают в работу один раз в сутки в ночное время, когда тарифы на электроэнергию минимальны. Продолжительность периода эксплуатации при этом равна 24 часам. Продолжительность откачки жидкости из скважины и продолжительность накопления жидкости в скважине определяются соотношением производительности добывающей установки и дебита скважины.

Продолжительность откачки жидкости из скважины при периодической эксплуатации достаточна для того, чтобы откачать объем жидкости, больший того объема, который вмещается во внутреннюю полость колонны НКТ. Жидкость, накопленная в колонне НКТ, полностью откачивается в каждом периоде эксплуатации вместе с содержащимися в ней мехпримесями. Поэтому накопления мехпримесей в колонне НКТ при периодической эксплуатации скважины не происходит.

Благодаря значительному изменению динамического уровня, депрессии и скорости фильтрации жидкости в ПЗП, при периодической эксплуатации не происходит кольматации ПЗП и снижения дебита скважины.

Однако при периодической эксплуатации скважины, вследствие большой продолжительности периода эксплуатации, уровень жидкости в межтрубном пространстве обычно достигает статического, при котором фильтрация жидкости в ПЗП прекращается. При этом проявляет себя эффект тиксотропного упрочнения структуры нефти, что приводит к значительному снижению дебита скважины и уменьшению объема добычи нефти.

Еще одной причиной уменьшения объема добычи нефти является снижение дебита вследствие уменьшения среднеинтегральной депрессии, что является основным недостатком периодической эксплуатации скважины.

В известном способе добычи скважинной жидкости (RU 2190087) продолжительность откачки жидкости из скважины значительно больше, чем при кратковременной эксплуатации скважины. Она достигает тех значений, которые необходимы для того, чтобы откачать в течение одного периода эксплуатации скважины объем жидкости, превышающий объем жидкости, заполняющей внутреннюю полость колонны НКТ. Поэтому при данном способе добычи скважинной жидкости, также как при периодической эксплуатации, удается избежать накопления в колонне НКТ мехпримесей в течение длительной эксплуатации и уменьшения МРП. Но потери в добыче нефти из-за снижения дебита вследствие уменьшения среднеинтегральной депрессии, хотя и меньше, чем при периодической эксплуатации, но все же достаточно велики.

В предложенном способе повышения дебита скважины продолжительность откачки жидкости из скважины выбирается исходя из условия откачки за один период эксплуатации скважины такого объема жидкости, который был бы больше объема жидкости, вмещающегося во внутреннюю полость колонны НКТ. Продолжительность накопления жидкости в скважине предполагает поддержание среднеинтегрального динамического уровня неизменным в течение всего времени проведения технологической операции по повышению дебита скважины.

Выполнение данного условия позволяет удалить мехпримеси, накопившиеся в промежутке времени между технологическими операциями по повышению дебита скважины. Эффективному удалению мехпримесей способствует высокая скорость течения жидкости в колонне НКТ.

При кратковременной эксплуатации высокой скорости откачки жидкости удается достичь за счет того, что производительность УЭЦН в несколько раз превышает дебит скважины. При непрерывной эксплуатации скважины увеличение скорости течения жидкости в колонне НКТ достигается за счет максимально возможного увеличения производительности УЭЦН путем увеличения скорости вращения при помощи регулируемого электропривода - преобразователя частоты (ПЧ) переменного тока, питающего погружной электродвигатель (ПЭД).

Критерием, определяющим максимально допустимую скорость вращения погружного центробежного насоса (ЭЦН), является недопущение всплытия рабочих колес. Обычно всплытие рабочих колес ЭЦН наблюдается при достижении подачи, равной 1,2 оптимальной, т.е. подачи, соответствующей максимальному значению КПД для данной скорости вращения.

Благодаря тому, что в предложенном способе значительно меняются динамический уровень, депрессия и скорость фильтрации жидкости в ПЗП, в процессе проведения технологической операции по повышению дебита скважины удается очистить ПЗП от кольматанта, накопившегося в промежутке между проведениями технологических операций. Это позволяет восстановить дебит скважины и объем добычи нефти, снизившиеся в результате кольматации ПЗП.

Динамический уровень в предложенном способе изменяется в больших пределах, чем в известном способе добычи скважинной жидкости (RU 2190087). Благодаря этому удается усилить эффект от проведения технологической операции по повышению дебита скважины, проявляющийся в улучшении проницаемости ПЗП за счет образования в ней дополнительных трещин. Они образуются не только в результате значительного изменения забойного давления, но и высокой скорости его изменения. В результате улучшения проницаемости ПЗП повышается дебит скважины и увеличивается объем добычи нефти.

Несмотря на большой период эксплуатации скважины при проведении технологической операции по повышению дебита скважины, в предложенном способе уровень пластовой жидкости в межтрубном пространстве скважины никогда не достигается статического, как бывает при периодической эксплуатации скважины. Поэтому фильтрация жидкости в ПЗП не прекращается и явление тиксотропного упрочнения структуры нефти не проявляет своего отрицательного влияния на дебит скважины.

Снижение дебита скважины за счет уменьшения среднеинтегрального динамического уровня в предложенном способе имеет место только во время проведения технологической операции по повышению дебита скважины. Продолжительность проведения технологических операций намного меньше промежутка времени между ними. Поэтому уменьшение объема добычи нефти при проведении технологических операций некритично. Потери в добыче во много раз меньше объемов нефти, дополнительно добытых вследствие положительного эффекта от проведения технологических операций по повышению дебита скважин.

Необходимые продолжительность и периодичность проведения технологических операций по повышению дебита скважин сложно определить аналитически. Поэтому наиболее целесообразно их определение опытным путем.

Таким образом, применение предложенного способа позволяет выполнить поставленную задачу: увеличить объем добычи нефти за счет повышения дебита скважины и поддержания его на неизменном уровне при длительной эксплуатации скважины, а также увеличить МРП.

Осуществление изобретения.

Для осуществления предложенного способа выбирают скважину, эксплуатируемую кратковременным или непрерывным способом при помощи УЭЦН с регулируемым электроприводом. В зависимости от особенностей скважины необходимость и время проведения технологической операции по повышению дебита определяют исходя из выполнения того или иного условия. Например: на скважине с повышенным выносом мехпримесей выбор осуществляют на основании истории отказов, на скважине с кольматацией ПЗП технологическую операцию проводят при снижении дебита скважины до определенного уровня и т.п.

По глубине спуска УЭЦН и внутреннему диаметру НКТ рассчитывают объем жидкости, вмещающийся во внутреннюю полость колонны НКТ. В качестве примера возьмем исходные данные для расчета из патента РФ №2190087, в котором описан упомянутый выше способ добычи скважинной жидкости:

Н_СП=1740 м - глубина спуска УЭЦН;

d_НКТ=62 мм - внутренний диаметр НКТ;

Q₀=-21 м³/сут - дебит скважины;

Q=50 м³/сут - оптимальная производительность УЭЦН.

Объем жидкости, вмещающийся во внутреннюю полость колонны НКТ, равен

При средней производительности УЭЦН 50 м³/сут жидкость из НКТ будет полностью откачана за время

Период эксплуатации скважины в приведенном примере составляет 4-6 часов. Продолжительность включения добывающей установки, равная отношению продолжительности откачки жидкости из скважины к продолжительности периода эксплуатации скважины, имеет значение 40÷60%. Продолжительность откачки жидкости из скважины колеблется от 1,5 до 4 часов.

Из приведенного примера видно, что избежать накопления мехпримесей в колонне НКТ в упомянутом способе удается не всегда.

При кратковременной эксплуатации скважины выбирают УЭЦН производительностью в несколько раз большей дебита скважины, например: 125 м³/сут (ЭЦНА5А-125). Коэффициент снижения дебита по сравнению с непрерывной эксплуатацией скважины будет менее 1%.

В этом случае при проведении технологической операции по повышению дебита скважины жидкость из колонны НКТ будет полностью откачана за время

Средняя скорость откачки будет равна

Это соответствует средней скорости течения жидкости в колонне НКТ

что в 2,5 раза больше, чем в предыдущем примере (11,6 м/мин).

При непрерывной эксплуатации скважин выбирают насос ЭЦНА5-18 оптимальной производительностью 25 м³/сут, установив на выходе ПЧ частоту 42 Гц. При проведении технологической операции по повышению дебита скважины устанавливают частоту в 1,2 раза больше: 50,4 Гц. Производительность УЭЦН составит 25,2 м³/сут.

В этом случае при проведении технологической операции по повышению дебита скважины жидкость из НКТ будет полностью откачана за время

Средняя скорость течения жидкости в колонне НКТ (5,8 м/мин) будет в 2 раза меньше, чем в первом примере, и в 5 раз меньше, чем при кратковременной эксплуатации скважины. Эффективность очистки от мехпримесей в данном случае будет ниже, но позволит получить необходимый результат.

Реальную продолжительности откачки жидкости из скважины устанавливают больше расчетной величины для гарантированной откачки мехпримесей из колонны НКТ. Продолжительность накопления жидкости в скважине можно также получить расчетным путем, либо подобрать экспериментально из условия поддержания необходимого среднеинтегрального динамического уровня.

Продолжительность и периодичность проведения технологических операций по повышению дебита скважин определяют опытным путем.

Приведенные расчеты позволяют сделать вывод, что предложенный способ обеспечивает выполнение поставленной задачи: увеличение объема добычи нефти за счет повышения дебита скважины и поддержания его на неизменном уровне при длительной эксплуатации скважины, а также увеличение МРП.

Принятые сокращения.

КПД - коэффициент полезного действия;

МРП - межремонтный период;

НКТ - напорно-компрессорные трубы;

ПЗП - призабойная зона пласта;

ПЧ - преобразователь частоты переменного тока;

ПЭД - погружной электродвигатель;

УЭЦН - установка погружная центробежного насоса с электрическим приводом;

ЭЦН - погружной центробежный насос с электрическим приводом.

Изобретение относится к добыче жидкости из скважин механизированным способом при помощи погружных центробежных насосных установок с регулируемым электроприводом. Обеспечивает увеличение объема добычи нефти за счет повышения дебита скважины и поддержания его неизменным при длительной эксплуатации скважины. Сущность изобретения: способ включает откачку жидкости из скважины погружной установкой лопастного насоса с электрическим приводом, которую чередуют с накоплением жидкости в скважине при выключенной установке и регулируют среднеинтегральную во времени производительность установки изменением соотношения продолжительности откачки жидкости из скважины и продолжительности накопления жидкости в скважине. Согласно изобретению жидкость откачивают установкой с производительностью более 80 м³/сут, превышающей расчетный дебит скважины в установившемся режиме эксплуатации более чем в 2 раза. Давление, развиваемое установкой при откачке жидкости из скважины, регулируют изменением скорости вращения насоса таким образом, чтобы КПД насоса во всем диапазоне регулирования составлял не менее 0,9 максимального значения КПД для данной скорости вращения. При этом по мере снижения дебита скважины на ней периодически проводят технологические операции по повышению дебита. Для этого продолжительность накопления жидкости в скважине устанавливают таким образом, чтобы объем накопленной жидкости превышал объем жидкости, вмещающейся во внутреннюю полость колонны напорно-компрессорных труб. Продолжительность откачки жидкости из скважины устанавливают таким образом, чтобы объем откачанной жидкости был не больше объема накопленной жидкости и был больше объема жидкости, вмещающегося во внутреннюю полость колонны напорно-компрессорных труб. При этом скорость вращения насоса устанавливают максимально возможной, при которой не происходит всплытия рабочих колес насоса. Периодичность и продолжительность проведения технологических операций по повышению дебита скважины определяют опытным путем из условия превышения объема нефти, дополнительно добытого вследствие проведения технологических операций по повышению дебита скважины, над объемом нефти, потерянным во время проведения технологических операций по повышению дебита скважины. Предусмотрен другой способ повышения дебита скважины, эксплуатируемой в непрерывном режиме. 2 н.п. ф-лы.

1. Способ повышения дебита скважины, включающий откачку жидкости из скважины погружной установкой лопастного насоса с электрическим приводом, которую чередуют с накоплением жидкости в скважине при выключенной установке и регулируют среднеинтегральную во времени производительность установки изменением соотношения продолжительности откачки жидкости из скважины и продолжительности накопления жидкости в скважине, отличающийся тем, что жидкость откачивают установкой с производительностью более 80 м³/сут., превышающей расчетный дебит скважины в установившемся режиме эксплуатации более чем в 2 раза, давление, развиваемое установкой при откачке жидкости из скважины, регулируют изменением скорости вращения насоса таким образом, чтобы КПД насоса во всем диапазоне регулирования составлял не менее 0,9 максимального значения КПД для данной скорости вращения, при этом по мере снижения дебита скважины на ней периодически проводят технологические операции по повышению дебита, согласно которым продолжительность накопления жидкости в скважине устанавливают таким образом, чтобы объем накопленной жидкости превышал объем жидкости, вмещающейся во внутреннюю полость колонны напорно-компрессорных труб, продолжительность откачки жидкости из скважины устанавливают таким образом, чтобы объем откачанной жидкости был не больше объема накопленной жидкости и был больше объема жидкости, вмещающегося во внутреннюю полость колонны напорно-компрессорных труб, при этом скорость вращения насоса устанавливают максимально возможной, при которой не происходит всплытия рабочих колес насоса, а периодичность и продолжительность проведения технологических операций по повышению дебита скважины определяют опытным путем из условия превышения объема нефти, дополнительно добытого вследствие проведения технологических операций по повышению дебита скважины, над объемом нефти, потерянным во время проведения технологических операций по повышению дебита скважины.2. Способ повышения дебита скважины, эксплуатируемой в непрерывном режиме погружной установкой лопастного насоса с регулируемым электрическим приводом производительностью, соответствующей значению, наиболее близкому к дебиту скважины в установившемся режиме эксплуатации из дискретного ряда подач насосов, согласно которому давление и производительность установки регулируют изменением скорости вращения насоса, отличающийся тем, что по мере снижения дебита скважины на ней периодически проводят технологические операции по повышению дебита, согласно которым скважину переводят в периодический режим эксплуатации, продолжительность накопления жидкости в скважине устанавливают таким образом, чтобы объем накопленной жидкости превышал объем жидкости, вмещающейся во внутреннюю полость колонны напорно-компрессорных труб, продолжительность откачки жидкости из скважины устанавливают таким образом, чтобы объем откачанной жидкости был не больше объема накопленной жидкости и был больше объема жидкости, вмещающегося во внутреннюю полость колонны напорно-компрессорных труб, при этом скорость вращения насоса устанавливают максимально возможной, при которой не происходит всплытия рабочих колес насоса, а периодичность и продолжительность проведения технологических операций по повышению дебита скважины определяют опытным путем из условия превышения объема нефти, дополнительно добытого вследствие проведения технологических операций по повышению дебита скважины, над объемом нефти, потерянным во время проведения технологических операций по повышению дебита скважины.