способ управления работой насосной скважины

Формула изобретения

Способ управления работой насосной скважины, включающий измерение дебитов нефти, воды, пластового газа, поступающего из скважины, процентное содержание механических примесей при различных установившихся режимах работы скважины и определение оптимальных и максимальных значений этих параметров для обеспечения эффективной работы скважины, отличающийся тем, что установившиеся режимы скважины создают путем непрерывного отбора из затрубного пространства с различными дебитами части поступающего с забоя пластового газа, дополнительно измеряют давление в затрубном пространстве и определяют удельный расход пластового газа, строят графики зависимостей дебит нефти дебит пластового газа, дебит воды и жидкости дебит пластового газа, удельный расход пластового газа дебит пластового газа, значений затрубных давлений дебит пластового газа и процентное содержание механических примесей дебит пластового газа, а оптимальные и максимальные значения дебитов пластового газа, нефти и воды или жидкости, а также допустимые значения процентного содержания механических примесей и затрубных давлений для реализации установившегося режима, обеспечивающего эффективную работу скважины, находят на основе построенных графиков.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к добыче нефти насосным (скважинный штанговый насос, погружные центробежные насосы и др. ) способом, и может быть применено для управления работой высокогазопескопроявляющей насосной скважины путем изменения дебита пластового газа.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ управления работой насосной скважины, включающий измерение дебита скважины, обводненности продукции при различных параметрах технологического режима работы насоса и определения технологического режима, соответствующего проектному дебиту [1]

Этот способ не эффективен для высокогазопескопроявляющих скважин, в нем не предусмотрено рациональное использование энергии пластового газа, что приводит к пульсации в процессе добычи жидкости, уменьшению отбора жидкости, особенно нефти, снижению срока службы насоса, а также большому удельному расходу пластового газа. Кроме того, способ реализуется путем изменения параметров технологического режима насоса (длины хода плунжера, число качаний, диаметра насоса и т. д.), что является его недостатком, требует дополнительной энергии и трудозатрат.

Наряду с этим имеются различные рекомендации по поводу отбора газа из затрубного пространства насосной скважины. К первой группе можно отнести исследования, содержащие рекомендации держать затрубное пространство открытым, к второй закрытым, и наконец, к третьей группе работы, содержащие рекомендации о периодическом стравливании газа из затрубного пространства или направления его на выкидную линию скважины [2] Отметим, что все эти мероприятия преследуют одну цель уменьшить количество газа, проходящего через насос, т. е. дебит трубного газа. Здесь не учитывается тот факт, что существуют некоторые оптимальные дебиты пластового газа V_г и его компонентов (затрубного V_гз и трубного V_гт), при этом показатели насосной эксплуатации становятся наилучшими (дебит нефти Q_н растет: дебиты воды Q_в и пластового газа V_г уменьшаются, если затрубное пространство было открыто, и растут, если затрубное пространство было закрыто; кроме того, процентное содержание механической примеси n и мощность песчаной пробки h уменьшаются, если затрубное пространство было открыто, и растут, если затрубное пространство было закрыто; увеличивается период работы Т скважины).

Задачей изобретения является разработка способа управления работой высокогазопескопроявляющих насосных скважин путем реализации отбора с различными дебитами пластового газа при неизменных параметрах технологического режима насоса (длины хода плунжера, число качаний, диаметра насоса и т. д.).

Указанная цель достигается следующим образом: создают установившиеся режимы скважины путем непрерывного отбора из затрубного пространства с различными дебитами части поступающего забоя пластового газа, определяют зависимость дебитов нефти, воды или жидкости Q_ж Q_н + Q_в, затрубных давлений и других величин от дебита пластового газа и находят оптимальные и максимальные значения пластового газа, нефти и воды или жидкости для реализации установившегося режима, обеспечивающего эффективную работу скважины.

На фиг. 1 изображен общий вид насосной установки; на фиг. 2, 3 - характерные кривые зависимости дебита нефти и жидкости (удельного расхода пластового газа от дебита пластового газа).

Затрубное пространство 1 насосной скважины 2 имеет герметичное устье 3, отвода с флянсом 4 и патрубок с флянсом 5 для размещения между ними штуцера или регулятора расхода газа 6, а также манометра 7.

Насосная установка работает следующим образом.

На основе известных методов определяются необходимые параметры технологического режима насоса (диаметр насоса, длина хода плунжера, число качаний, глубины погружения насоса и т. д.) и насос 8 приводят в действие. При работе насоса пластовый газ, поступающий к приему насоса, разделяется на два потока. Первый поток газа увлекается в насос и называется трубный газ V_гт, а второй уходит в затрубное пространство и называется затрубный газ V_гз. Работа насоса создает фонтанирующий столб газожидкостной смеси в обсадной колонне и поэтому дебит пластового газа существенно влияет на производительность насоса.

Установившиеся режимы скважины создают путем непрерывного отбора из затрубного пространства с различными дебитами части поступающего с забоя пластового газа.

На каждом установившемся режиме определяют дебиты нефти Q_н, воды Q_в, трубного газа V_гт, затрубного газа V_гз и пластового газа V_г, процентное содержание примеси n, мощность песчаной пробки h, отмечают давление в затрубном пространстве P_затр и находят один из следующих вариантов эффективной работы скважины:

режим с минимальным удельным расходом пластового газа;

режим с максимальным дебитом нефти.

Такие исследования проводятся при различных установившихся режимах.

Способ реализуется путем выполнения трех этапов.

На первом этапе производится промысловое исследование насосной скважины в такой последовательности:

если затрубное пространство открыто, то дебит затрубного пространства постепенно уменьшают до нуля (затрубное закрывают);

если затрубное пространство закрыто, то дебит затрубного газа постепенно увеличивают до его максимального значения (затрубное открыто);

на каждом установившемся режиме соответственно измеряют дебиты нефти и воды или жидкости, трубного и затрубного газа, процентное содержание механических примесей, значений давления в затрубном пространстве.

На втором этапе осуществляется обработка результатов исследований и строят следующие графики зависимостей:

дебит нефти-дебит пластового газа (Q_н f(V_г)), дебит воды или жидкости дебит пластового газа (Q_в f(V_г) или Q_ж f(V_г) и удельный расход пластового газа дебит пластового газа (R_н f(V_г) удельный расход пластового газа по нефти и R_ж f(V_г удельный расход пластового газа по жидкости, R_в f(V_г) удельный расход пластового газа по воде), процентное содержание механических примесей дебит пластового газа, значений затрубного давления дебит пластового газа.

На третьем этапе оптимальные и максимальные значения дебитов пластового газа, нефти и воды или жидкости, а также доступные значения процентного содержания механических примесей и затрубных давлений находят на основе анализа построенных графиков.

Кроме того, кривые зависимости Q_н f(V_г) и Q_ж f(V_г) также могут быть представлены в виде полинома второй степени (фиг. 2)

Q_н=a_нV²_г+b_нV_г+C_н (1)

Q_ж=a_жV²_г+b_жV_г+C_ж (2)





где a_н, b_н, С_н и a_ж, b_ж, C_ж - постоянные коэффициенты, определяемые соответственно на основе зависимостей Q_н f(V_г и Q_ж f(V_г).

Оптимальные значения параметров установившего режима, обеспечивающего эффективную работу скважины, определяются соответственно

для нефти из условий dR_н/dV_г 0 с учетом (1) и (3), а для жидкости из условий dR_ж/dV_г 0 с учетом (2) и (4),

и находят:

для нефти

для жидкости

Максимальные значения параметров установившегося режима, обеспечивающего эффективную работу скважины, определяются соответственно

для нефти из условий dQ_н/dV_г 0 с учетом (1), а для жидкости из условий dQ_ж/dV_г 0 с учетом (2)

и находят:

для нефти

для жидкости

В зависимости от условий эксплуатации (сравнительно малое процентное содержание механических примесей) реализуют один из установившихся режимов работы

Q_опт Q Q_max при V_опт V_г V_max

Для предотвращения прорыва газа в насос в необходимых случаях проверяют условия P_затр* < P_пр,

где P_затр* давление в затрубное пространство и Р_пр;

давление у приема насоса при нулевом дебите затрубного газа, т. е. при V_гз 0.

Таким образом определяются установившиеся режимы с минимальным удельным расходом пластового газа или с максимальным дебитом нефти, обеспечивающие эффективную работу скважины. В процессе эксплуатации скважины значения V_опт и V_max поддерживаются с помощью штуцера или регулятора расхода газа.

Способ управления апробирован в 80-ти скважинах нефтяных регионов Азербайджана. Результаты по некоторым скважинам приведены в таблице.

Из таблицы видно, что предложенный способ управления работой насосной скважины является эффективным, т. е. с применением разработанного способа растет добыча нефти, межремонтный период работы скважины, уменьшается удельный расход пластового газа, мощность песчаной пробки и процентное содержание мехпримесей в процессе эксплуатации скважины.

Ожидаемый экономический эффект предложенного способа соответствует стоимости дополнительно добытой нефти по каждой скважине в количестве 175 - 350 т в 1 г.