СПОСОБ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ В СКВАЖИНЕ, ОБОРУДОВАННОЙ УСТАНОВКОЙ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНОГО НАСОСА Российский патент 2009 года по МПК E21B43/00 E21B47/00 

Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, в частности к способу гидродинамических исследований в скважине, оборудованной установкой электроцентробежного насоса, и может быть использовано для гидродинамических исследований и определения коэффициента продуктивности пласта при различных забойных давлениях, предельного напряжения сдвига нефтесодержащей жидкости и динамики изменения ее параметров.

Известен способ исследования системы пласт-скважина-насос с помощью индикаторной диаграммы (патент RU 2283425, С2, Е21В 43/12, опубл. 2006.09.10). Однако он рассчитан на исследование высокообводненных скважин и не учитывает неньютоновские свойства добываемой нефтесодержащей жидкости. Кроме того, в указанном способе не применяется установленный на мобильном транспортном средстве аппаратно-программный комплекс для контроля и автоматической регистрации в цифровом виде устьевых параметров скважины.

Указанный способ является наиболее близким по совокупности признаков к предлагаемому изобретению.

Технический результат изобретения заключается в повышении эффективности эксплуатации скважины, сокращении затрат на проведение гидродинамических исследований в связи с уменьшением количества находящегося на скважине оборудования для гидродинамических исследований (частотно-регулируемого привода и станции управления), удлинении межремонтного периода работы подземного оборудования за счет увеличения достоверности и более точного прогноза изменения параметров нефтесодержащей жидкости, в том числе ее неньютоновских свойств.

Технический результат достигается за счет того, что в способе гидродинамических исследований в скважине, оборудованной установкой электроцентробежного насоса с частотно-регулируемым приводом, выполненным на мобильном транспортном средстве, включающем гидродинамические исследования устьевых параметров скважины и жидкости в скважине методом установившихся отборов, определение коэффициента продуктивности пласта при различных забойных давлениях и предельное напряжение сдвига жидкости, для контроля и автоматической регистрации в цифровом виде устьевых параметров скважины применяют аппаратно-программный комплекс, при этом коэффициент продуктивности пласта и предельное напряжение сдвига определяют, по меньшей мере, на любых трех частотах питающего напряжения: 40±2, 45±2, 50±2, 55±2 и 60±2 Гц и включают замеры давления и температуры на буфере и динамического уровня жидкости и давления в затрубном пространстве скважины, а также плотности устьевых проб флюидов и дебита, при этом предельное напряжение сдвига жидкости определяют путем перерасчета результатов измерений в забойные давления с построением в системе прямоугольных координат на плоскости, где на оси ординат откладываются значения забойного давления, а на оси абсцисс - значения дебита, индикаторной диаграммы зависимости дебита от забойного давления, с экстраполяцией до оси ординат, точка пересечения с которой показывает значение забойного давления, выше которого движение пластовой жидкости в скважину не происходит.

На фиг.1 (вид сверху) изображена установка для гидродинамических исследований в скважине, оборудованной установкой электроцентробежного насоса. Установка выполнена на мобильном транспортном средстве 1, включающем аппаратно-программный комплекс 2, станцию управления 3, трансформатор масляный повышающего напряжения 4, смоточное устройство 5 с набором кабелей для подключения установки к системе электроснабжения и бытовое оборудование 6.

Предлагаемый способ применяют следующим образом.

Необходимое для гидродинамических исследований оборудование, в том числе в виде аппаратно-программного комплекса 2 и станции управления 3, доставляют к скважине для проведения исследований на мобильном транспортном средстве 1, которое выполняют на базе вездехода на колесном или на гусеничном ходу, а также на базе вездехода с элементами как колесного, так и гусеничного хода. Установку для гидродинамических исследований размещают вблизи устья скважины, после чего производят подключение к системе электроснабжения и подбор оптимальных режимов работы скважины с учетом конкретных условий и фактических устьевых параметров скважины, полученных посредством аппаратно-программного комплекса 2, предназначенного для указанных целей.

В качестве аппаратно-программного комплекса 2 применяют мобильный аппаратно-программный комплекс диагностики скважин (АПКДС) «КВАНТОР - 4 Рэцн. или аппаратно-программный комплекс НПФ «Квантор - Т» (www. guantor-t.ru/comps/ECN/)/. 2005. Аппаратно-программный комплекс диагностики скважин (АПКДС) «КВАНТОР - 4 Рэцн. предназначен для диагностики и вывода на режим нефтедобывающих скважин, оборудованных электроцентробежными насосами. Комплекс состоит из блока приема и обработки информации на базе портативного компьютера типа «NoteBook» и комплекта датчиков, которые не требуют доработки устьевой арматуры. Информация от датчиков поступает в коммутатор, откуда по кабелю связи или радиоканалу передается в блок приема и обработки. Питание всего комплекса осуществляют от встроенных аккумуляторов компьютера или бортовой сети транспортного средства с напряжением от 9 до 28 вольт. В составе комплекса имеются штатные функции установки нулевых значений датчиков, что обеспечивает высокую точность измерений и достоверность результатов расчетов. Указанный комплекс позволяет параллельно контролировать уровень жидкости в затрубном пространстве, давления в затрубном пространстве, давления жидкости на буфере, давления жидкости в выкидной линии, ток, потребляемый установкой.

Таким образом, в предлагаемом способе гидродинамических исследований скважины используют аппаратно-программный комплекс 2 для контроля и автоматической регистрации в цифровом виде устьевых параметров скважины, которые отображаются на автоматизированном рабочем месте обслуживающих установку работников и необходимы для контроля и принятия оперативных решений.

Коэффициент продуктивности пласта и предельное напряжение сдвига определяют, по меньшей мере, на любых трех частотах питающего напряжения: 40±2, 45±2, 50±2, 55±2 и 60±2 Гц и включают замеры давления и температуры на буфере и динамического уровня жидкости и давления в затрубном пространстве скважины, а также плотности устьевых проб флюидов и дебита. Применение, по меньшей мере, любых трех из 5-ти указанных фиксированных частот питающего напряжения является оптимальным и достаточным, так как позволяет повышать производительность труда за счет экономии времени для измерений.

Предельное напряжение сдвига жидкости определяют путем перерасчета результатов измерений в забойные давления с построением в системе прямоугольных координат на плоскости, где на оси ординат откладывают значения забойного давления, а на оси абсцисс - значения дебита жидкости, индикаторной диаграммы зависимости дебита жидкости от забойного давления, с экстраполяцией до оси ординат, точка пересечения с которой показывает значение забойного давления, выше которого движение пластовой жидкости в скважину не происходит, при этом разница между этим забойным давлением и давлением пластовой жидкости равняется значению предельного напряжения сдвига. Необходимо также учитывать влияние кривизны скважины и ее конструктивные особенности. Кривизна скважины определяется углом ее наклона к горизонту и известна из результатов измерений в процессе бурения скважины (www.bakerhughes.com/Russia/integ/Evaluation/mwd/), производимых, в том числе, с использованием цифровых приборов MI-3 для измерения искривления буровой скважины (www.icefieldtools.com), 2006.

Зная на конкретном наклонном участке кривизну скважины (угол ее наклона к горизонту α) и ее длину (гипотенузу треугольника, используемого для расчетов), определяют вертикальный катет (углубление скважины) путем умножения длины скважины на наклонном участке на sin α.

На фиг.2 показаны результаты гидродинамических исследований скважины 217 Лиственского месторождения ОАО «Удмуртнефть», полученные в феврале 2007 года.

Замеры проводились на частотах f₁=50, f₂=55, f₃=57 Гц.

Проводились замеры дебита Q, затрубного давления Рзатр, давления на буфере Рб, частоты питающего напряжения f, динамического уровня h.

По результатам произведенных замеров был произведен перерасчет, получены значения 7 и построена показанная на фиг.3 прямая зависимости дебита от забойного давления Рз.

Продление указанной прямой (интерполяция) до оси ординат дало значение зависимости дебита от забойного давления Рз, а разница давлений в точке пересечения с осью ординат Р* и пластовым давлением (давлением пластовой жидкости) Рпл определило предельное напряжение сдвига.

Таким образом, предельное напряжение сдвига определяют путем экстраполяции индикаторной диаграммы до оси ординат, точка пересечения с которой Р* показывает значение забойного давления, выше которого движение пластовой жидкости в скважину не происходит, при этом разница между этим забойным давлением и давлением пластовой жидкости равняется значению предельного напряжения сдвига (Рпл - Р*).

В ряде случаев замеры проводят через определенные промежутки времени. В материалах заявки указаны новые существенные признаки, а именно «что коэффициент продуктивности пласта и предельное напряжение сдвига определяют, по меньшей мере, на любых трех частотах питающего напряжения: 40±2, 45±2, 50±2, 55±2 и 60±2 Гц…». При этом конкретно указаны пять частот питающего напряжения, из которых берутся, по меньшей мере, три.

Новым является то, что каждый раз замеры проводят на одних и тех же конкретных частотах питающего напряжения в одной и той же последовательности. К примеру, если первый раз замеры проводились на частотах 41, 47, 50, 57, 62 Гц, то во второй и каждый последующие разы замеры проводят на этих же частотах, а именно на частотах 41, 47, 50,57, 62 Гц.

Промежутки времени бывают равными или неравными, убывающими или возрастающими и зависят от конкретных геологических свойств пласта, запасов нефтесодержащей жидкости, скорости их истощения, наличия и характера отложений на стенках труб и насосно-компрессорного оборудования, влияющих на прохождение жидкости, и других факторов. На динамику изменения промежутков времени между измерениями влияет и дебит скважины. Очевидно, что если дебит скважины падает, то промежутки времени между измерениями можно увеличивать. Если дебит скважины увеличивается, то промежутки времени можно уменьшать. Необходимые промежутки времени между измерениями определяют по установившемуся дебиту скважины и установившемуся уровню жидкости в скважине. Они могут равняться, к примеру, 12, 24 или 36 часам. Выбор оптимальных промежутков времени повышает производительность труда при измерениях, сокращает необходимое количество измерений, значения измеряемых величин при этом меняются более равномерно.

Перерасчет результатов измерений в забойные давления с построением в системе прямоугольных координат на плоскости, где на оси ординат откладываются значения забойного давления, а на оси абсцисс - значения дебита жидкости, индикаторной диаграммы зависимости дебита жидкости от забойного давления, и определением предельного напряжения сдвига производится n раз, при этом учитываются влияние кривизны скважины и ее конструктивные особенности, а также осуществляется прогноз изменения предельного напряжения сдвига и/или забойного давления, и/или дебита.

С увеличением числа n повышается достоверность прогноза, а с ростом длительности промежутков времени между замерами прогноз становится более долгосрочным. При этом учитывается влияние на результаты замеров и других факторов, к примеру, отложений солей и асфальто-смоло-парафиновых веществ на стенках труб и насосно-компрессорного оборудования.

При проведении гидродинамических исследований производится замер параметров потребляемой электроцентробежным насосом электроэнергии с целью контроля ее количества, необходимого для добычи жидкости, и выбора наиболее экономичного режима работы.

Предлагаемый способ позволяет определять неньютоновские свойства добываемой нефти и добывные возможности в механизированных скважинах, оборудованных установками электроцентробежного насоса.

Знание параметров, характеризующих неньютоновские свойства добываемой нефти, позволяет выбрать оптимальный режим работы скважины и осуществить подбор установки электроцентробежного насоса с оптимальными характеристиками для каждой скважины.

Преимущества предлагаемого способа гидродинамических исследований:

1. Сокращаются расходы на эксплуатацию скважины в связи со снижением затрат на доставку средств измерений (на мобильном транспортном средстве) и уменьшением номенклатуры и количества установленного на скважине оборудования (частотно-регулируемый привод и станция управления выполняются на мобильном транспортном средстве).

2. Применяются современные средства контроля и измерений в виде установленного на мобильном транспортном средстве аппаратно-программного комплекса для контроля и автоматической регистрации в цифровом виде устьевых параметров скважины.

3. Исследуются неньютоновские свойства и, так как исследования проводятся неоднократно и с промежутками времени, делается более достоверный и длительный прогноз изменения предельного напряжения сдвига и/или забойного давления, и/или дебита.

4. Гидродинамические исследования проводятся на скважинах, каждая из которых оборудована установкой электроцентробежного насоса, при этом установки электроцентробежного насоса применяются самых разнообразных конструкций, в том числе, и иностранного производства.

5. Предлагаемый способ гидродинамических исследований в скважине, оборудованной установкой электроцентробежного насоса, впервые позволяет определять неньютоновские свойства жидкости и оценивать эффективность работы установки электроцентробежного насоса.

Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Способ гидродинамических исследований в скважине, оборудованной установкой электроцентробежного насоса с частотно-регулируемым приводом, выполненным на мобильном транспортном средстве, включает гидродинамические исследования устьевых параметров скважины и жидкости в скважине методом установившихся отборов, определение коэффициента продуктивности пласта при различных забойных давлениях и предельное напряжение сдвига жидкости. Для контроля и автоматической регистрации в цифровом виде устьевых параметров скважины применяют аппаратно-программный комплекс. Коэффициент продуктивности пласта и предельное напряжение сдвига определяют, по меньшей мере, на любых трех частотах питающего напряжения: 4±2, 45±2, 50±2, 55±2 и 60±2 Гц и осуществляют замеры давления и температуры на буфере и динамического уровня жидкости и давления в затрубном пространстве скважины, а также плотности устьевых проб флюидов и дебита. Предельное напряжение сдвига жидкости определяют путем перерасчета результатов измерений в забойные давления с построением в системе прямоугольных координат на плоскости, где на оси ординат откладываются значения забойного давления, а на оси абсцисс - значения дебита, индикаторной диаграммы зависимости дебита от забойного давления, с экстраполяцией до оси ординат, точка пересечения с которой показывает значение забойного давления, выше которого движение пластовой жидкости в скважину не происходит. Технический результат изобретения заключается в сокращении затрат на проведение гидродинамических исследований в скважине, удлинении межремонтного периода работы подземного оборудования за счет его оптимального подбора на основании полученных данных, в том числе за счет оценки неньютоновских свойств добываемой нефти. 4 з.п. ф-лы, 3 ил.

1. Способ гидродинамических исследований в скважине, оборудованной установкой электроцентробежного насоса с частотно-регулируемым приводом, выполненным на мобильном транспортном средстве, включающий гидродинамические исследования устьевых параметров скважины и жидкости в скважине методом установившихся отборов, определение коэффициента продуктивности пласта при различных забойных давлениях и предельное напряжение сдвига жидкости, отличающийся тем, что для контроля и автоматической регистрации в цифровом виде устьевых параметров скважины применяют аппаратно-программный комплекс, при этом коэффициент продуктивности пласта и предельное напряжение сдвига определяют, по меньшей мере, на любых трех частотах питающего напряжения: 40±2, 45±2, 50±2, 55±2 и 60±2 Гц и включают замеры давления и температуры на буфере и динамического уровня жидкости и давления в затрубном пространстве скважины, а также плотности устьевых проб флюидов и дебита, при этом предельное напряжение сдвига жидкости определяют путем перерасчета результатов измерений в забойные давления с построением в системе прямоугольных координат на плоскости, где на оси ординат откладываются значения забойного давления, а на оси абсцисс значения дебита, индикаторной диаграммы зависимости дебита от забойного давления, с экстраполяцией до оси ординат, точка пересечения с которой показывает значение забойного давления, выше которого движение пластовой жидкости в скважину не происходит.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при определении предельного напряжения сдвига жидкости учитывают влияние кривизны скважины и ее конструктивные особенности.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что замеры проводят через равные промежутки времени.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что замеры проводят через неравные промежутки времени.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что замеры проводят через убывающие или возрастающие промежутки времени.