СПОСОБ УПРАВЛЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОЙ СКВАЖИНОЙ Российский патент 2015 года по МПК E21B43/12 E21B47/00 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к добыче нефти из скважин механизированным способом, и может быть использовано в любых типах электроприводов насосов.

Известен «Способ кратковременной эксплуатации скважины погружной насосной установкой с электроприводом» (RU 2293176 Е21В 43/00 от 02.09.2005), в котором откачку жидкости чередуют с накоплением жидкости в скважине при выключенной насосной установке и регулируют среднеинтегральную во времени производительность установки для согласования с дебитом скважины. При этом изменяют соотношения продолжительности откачки жидкости из скважины и продолжительности накопления жидкости в скважине. Согласно изобретению скважину эксплуатируют установкой производительностью, более 80 м³/сут. 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. Продолжительность периода эксплуатации скважины, равную сумме продолжительности откачки жидкости из скважины и продолжительности накопления жидкости в скважине, выбирают таким образом, чтобы коэффициент снижения дебита по сравнению с непрерывной эксплуатацией скважины был более 0,95, а продолжительность включения установки, равную отношению продолжительности откачки жидкости из скважины к продолжительности периода эксплуатации скважины, устанавливают менее 50%.

Известен также способ эксплуатации скважины «Способ эксплуатации скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса с частотно-регулируемым приводом» (RU 2421605, Е21В 43/12), включающий запуск насоса и изменение частоты питающего напряжения электродвигателя в зависимости от обводненности добываемой скважиной жидкости. Согласно изобретению запуск спущенного на насосно-компрессорных трубах (НКТ) электроцентробежного насоса производят на минимальной частоте питающего напряжения и, соответственно, на минимальной подаче. Ожидают поступление жидкости на прием измерительного устройства на поверхности, где измеряют ее обводненность. Увеличивают частоту питающего напряжения и измеряют текущую обводненность поступающей жидкости. Сравнивают полученную величину текущей обводненности с обводненностью при минимальной подаче. Если полученное значение текущей обводненности больше или равно обводненности при минимальной подаче, то продолжают увеличение частоты питающего напряжения до тех пор, пока величина текущей обводненности не станет меньше обводненности при минимальной подаче. В последнем случае начинают уменьшать частоту питающего напряжения до тех пор, пока текущая обводненность не станет больше или равной обводненности при минимальной подаче. Если значения текущей обводненности, полученные при увеличенной подаче, меньше обводненности при минимальной подаче, то начинают уменьшать частоту питающего напряжения до тех пор, пока текущая обводненность не станет больше или равной обводненности при минимальной подаче.

Недостатком указанных аналогов является то, что существующие способы эксплуатации скважин с электроцентробежными насосами предусматривают либо стационарный режим работы насоса, либо циклический с полной остановкой насоса, при этом регулярно отбирают пробы жидкости из скважины и, в зависимости от процентного содержания нефти, выбирают производительность насоса путем изменения частоты переменного электрического тока, подаваемого на электродвигатель насоса. С целью снижения энергозатрат нефтегазодобывающие компании применяют периодическую откачку водогазонефтяной эмульсии, суть которой в накоплении нефти на забое скважины за счет гравитационной сепарации и периодическая откачка жидкости с повышенным содержанием нефти. При увеличении доли нефти насос включают, а при уменьшении выключают. Низкая эффективность такого способа экономии электроэнергии заключена в том, что в силу особенностей залегания нефти процентное содержание воды, нефти и газа варьируется случайным образом и необходим постоянный контроль состава жидкости. Существующие системы определяют период включения/выключения либо на основе экспериментальных данных, либо на основе лабораторных анализов, либо на основе опыта работы оператора, либо на основе данных, полученных с групповой замерной установки, где происходит сепарация и измерение дебита фаз водогазонефтяной эмульсии.

Общепринятая схема измерения добычи на групповых замерных установках (ГЗУ) предусматривает измерение процентного состава добытой жидкости (фазового состава) только через определенные периоды времени, как правило, составляющие несколько часов. Конструктивные особенности групповой замерной установки не позволяют производить измерения чаще, чем один раз в четыре часа. Отсутствие информации о фазовом составе многофазной жидкости в течение нескольких часов приводит к перекачиванию излишних объемов пластовой воды и перерасходу электроэнергии.

Для устранения указанных недостатков предлагается данное изобретение.

Технический результат: поддержание дебита на заданном уровне при снижении затрат на электроэнергию.

Технический результат достигается благодаря тому, что на трубе 1 устья скважины (рисунок 1) устанавливают, для постоянного контроля фазового состава продукции скважины, пассивно-акустический многофазный расходомер 2, преобразованный сигнал от которого передают в электронный блок 3, а затем в блок управления 4 насосной установки любого типа 5, а с целью снижения затрат на электроэнергию измеряют дебит скважины по фазам ежесекундно в реальном времени и усредняют его за определенный период времени, например сутки, проводят статистическую обработку измерений с целью определения среднего дебита по фазам за определенное выбранное время, сравнивают последующие дебиты по фазам с заданными технологическими параметрами, а при выходе значений дебитов за заданные границы дебитов выполняют одно из действий:

- снижают производительность насосной установки за счет снижения числа оборотов электропривода;

- повышают производительность насосной установки за счет повышения числа оборотов электропривода;

- останавливают на определенное время электропривод насосной установки для накопления нефти в забое скважины.

Пассивно-акустический многофазный расходомер основан на способе измерения расхода многофазной жидкости (RU 2489685), заключающемся в измерении акустического шума, создаваемого движением жидкости при протекании ее через известное сечение, скорость прохождения жидкости определяют по частоте акустических шумов, вызываемых неравномерностью движения жидкости.

Поставленная цель - экономия электроэнергии - происходит за счет сокращения объемов перекачиваемой насосом пластовой воды.

Для примера оценим финансовые потери ОАО «Татнефть» в 2010-2011 годах от закачки пластовой воды, не требуемой в технологическом процессе добычи. Расчет основан на данных, приведенных на сайте компании. «Для ОАО «Татнефть» пробурены и закончены строительством 331 скважина, в том числе 277 добывающих, из которых в первый год эксплуатации извлечено 393,5 тысяч тонн нефти. Среднесуточный дебит новых скважин, введенных из бурения, в 2010 году составил 8,6 тонн водонефтяной эмульсии в сутки».

Рассчитаем дебит по товарной нефти: 393,5 тыс тонн / 277 скважин = 1420 тонн в год на одну скважину. 1420 тонн / 365 дней = 3,89 тонн нефти в сутки. Средняя обводненность составит ((8,6-3,89)/8,6)*100%=55%. «Дебит жидкости составляет 56 м³/сутки, нефти 8 тонн/сутки». В этом случае обводненность составит ((56-8)/56)*100%=85%. «В 2011 году в НГДУ «Азнакаевскнефть» абсолютная величина потребляемой электроэнергии составила 173,1 удельных кВт·ч на добычу 1 т нефти, что на 7,1 кВт·ч, или 4%, ниже показателя 2009 года, когда были максимальные значения добычи жидкости и потребления электроэнергии». Для расчета условно примем, что объем бесконтрольной пластовой воды, поднятой вместе с нефтью, отсепарированной и снова закачанной на глубину пласта, составит 5 м³/сутки = 5 тонн/сутки.

Также условно примем стоимость 1 кВт·час электроэнергии 2,4 руб. для Татарстана (такое допущение справедливо из-за множественности тарифов оплаты). Тогда затраты на подъем и закачку бесконтрольной пластовой воды на 1 скважину в сутки составят: 5 тонн * 173,1 кВт * час * 2,4 руб. = 2077,2 руб. При круглогодичной эксплуатации скважины: 2077,2 руб. * 300 раб. дней = 623160 руб. / год. В ОАО «Татнефть» фонд скважин около 20000 шт. Тогда суммарные расходы: 623160*20000=12,46 (млрд. руб.).

По данным сайта www.sinprotek.ru: «на сегодняшний день доля энергозатрат в себестоимости нефтедобычи - около 30-40% (2-3 место среди всех затрат). Большая часть электроэнергии (55-60%), потребляемой в нефтяной промышленности, расходуется на подъем нефти из скважин. На обеспечение работы системы поддержания пластового давления приходится 22-33% общего потребления энергии, на подготовку и промысловый транспорт нефти - 5-10%. По мере ухудшения условий добычи эксплуатация малодебитных скважин, с учетом увеличения их глубины, сопровождается резким ростом энергопотребления и, соответственно, падением энергоэффективности. При этом существующие на рынке предложения по повышению энергоэффективности процесса нефтедобычи не позволяют осуществить анализ причин, приводящих к увеличению затрат энергии на каждой конкретной скважине, поэтому выработка плана мероприятий по снижению энергозатрат невозможна».

Таким образом, предлагаемый способ управления скважиной позволяет поддерживать дебит нефти на заданном уровне при снижении затрат на электроэнергию.

Список используемых источников

1. «Способ кратковременной эксплуатации скважины погружной насосной установкой с электроприводом» (RU 2293176 Е21В 43/00 от 02.09. 2005);

2. «Способ эксплуатации скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса с частотно-регулируемым приводом» (RU 2421605, Е21В 43/12);

3. «Способ измерения расхода многофазной жидкости» (RU 2489685);

4. http://www.tatneft.ru/wps/wcm/connect/tatnen/portal_rus/homepage/;

5. www.sinprotek.ru.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к добыче нефти из скважин механизированным способом, и может быть использовано в любых типах электроприводов насосов.

Технический результат - поддержание дебита на заданном уровне при снижении затрат на электроэнергию. По способу на устье скважины устанавливают пассивно-акустический многофазный расходомер. Осуществляют эксплуатацию скважины установкой с электроприводом и станцией управления электроприводом. Измеряют дебит скважины и обводненность по фазам ежесекундно в реальном времени. Усредняют дебит за определенное выбранное время. Сравнивают последующие дебиты по фазам с заданными технологическими параметрами. При выходе значений обводненности за заданные границы сокращают объем перекачиваемой насосом пластовой воды при поддержании дебита товарной нефти на заданном уровне. Для этого выполняют одно из действий: снижают производительность насосной установки за счет числа оборотов электродвигателя; повышают производительность насосной установки за счет повышения числа оборотов электродвигателя; останавливают на определенное время насосную установку для накопления нефти в забое скважины. 1 пр., 1 ил.

Способ управления нефтегазовой скважиной, характеризующийся тем, что на устье скважины устанавливают пассивно-акустический многофазный расходомер и осуществляют эксплуатацию скважины установкой с электроприводом и станцией управления электроприводом, измеряют дебит скважины и обводненность по фазам ежесекундно в реальном времени, усредняют его за определенное выбранное время, сравнивают последующие дебиты по фазам с заданными технологическими параметрами, и при выходе значений обводненности за заданные границы сокращают объем перекачиваемой насосом пластовой воды при поддержании дебита товарной нефти на заданном уровне, для чего выполняют одно из действий: снижают производительность насосной установки за счет числа оборотов электродвигателя; повышают производительность насосной установки за счет повышения числа оборотов электродвигателя; останавливают на определенное время насосную установку для накопления нефти в забое скважины.