способ эксплуатации скважины

Формула изобретения

Способ эксплуатации скважины, включающий остановку скважины, снижение уровня жидкости в скважине, регистрацию кривой восстановления давления и обработку полученных данных, отличающийся тем, что снижение уровня жидкости в скважине выполняют многоэтапным свабированием до заполнения скважины пластовой жидкостью, регистрацию кривой восстановления давления проводят при каждом этапе свабирования, после заполнения скважины пластовой жидкостью проводят два дополнительных этапа свабирования с регистрацией кривой восстановления давления, по двум последним кривым восстановления давления определяют осредненное значение коэффициента продуктивности, при этом для интерпретации кривой восстановления давления выбирают участок с момента начала восстановления давления до точки перегиба кривой при выходе на асимптоту, после чего по полученным данным подбирают глубинно-насосное оборудование с характеристиками, соответствующими расчетным данным, и эксплуатируют скважину на режимах, соответствующих подобранному оборудованию.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при планировании оптимального глубинно-насосного оборудования для безремонтной и рентабельной эксплуатации скважины.

Известен способ дифференцированного определения фильтрационных параметров совместно эксплуатируемых продуктивных пластов, включающий замер гидродинамических характеристик в добывающей скважине и последующую обработку результатов. Обработку результатов проводят по предложенному математическому выражению путем численного решения последнего (Патент РФ №2172404, опублик. 2001.08.20).

Известный способ позволяет определить коэффициенты гидропроводности, проницаемости, пьезопроводности и продуктивности совместно эксплуатируемых продуктивных пластов. Однако точность определения параметров пластов невысока, что снижает точность прогнозирования указанных параметров и пластовых давлений.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ определения состояния призабойной зоны скважины, который заключается в том, что проводят гидродинамические исследования скважины по кривой изменения давления в скважине после ее остановки с последующей обработкой результатов исследования одновременно по схеме бесконечного и конечного пластов и сопоставлением полученных по обеим схемам расчетных данных. В результате определяют искомое соотношение фактического и потенциального коэффициентов продуктивности скважины. По полученному искомому отношению определяют состояние призабойной зоны скважины и его изменение в процессе эксплуатации (Патент РФ №2083817, опублик. 1997.07.10 - прототип).

Известный способ не обладает достаточной точностью определения коэффициента продуктивности скважины и соответственно точностью подбора глубинного оборудования скважины и режимов его эксплуатации.

В предложенном изобретении решается задача повышения точности определения коэффициента продуктивности скважины, точности подбора глубинного оборудования скважины и режимов его эксплуатации.

Задача решается тем, что в способе эксплуатации скважины, включающем остановку скважины, снижение уровня жидкости в скважине, регистрацию кривой восстановления давления и обработку полученных данных, согласно изобретению снижение уровня жидкости в скважине выполняют многоэтапным свабированием до заполнения скважины пластовой жидкостью, регистрацию кривой восстановления давления проводят при каждом этапе свабирования, после заполнения скважины пластовой жидкостью проводят два дополнительных этапа свабирования с регистрацией кривой восстановления давления, обработку полученных данных проводят по двум последним кривым восстановления давления, после чего по полученным данным подбирают глубинно-насосное оборудование с характеристиками, соответствующими расчетным данным, и эксплуатируют скважину на режимах, соответствующих подобранному оборудованию.

Признаками изобретения являются:

1) остановка скважины;

2) снижение уровня жидкости в скважине;

3) регистрация кривой восстановления давления;

4) обработку полученных данных;

5) снижение уровня жидкости в скважине многоэтапным свабированием до заполнения скважины пластовой жидкостью;

6) регистрация кривой восстановления давления при каждом этапе свабирования;

7) после заполнения скважины пластовой жидкостью проведение двух дополнительных этапов свабирования с регистрацией кривой восстановления давления;

8) обработка полученных данных по двум последним кривым восстановления давления;

9) по полученным данным подбор глубинно-насосного оборудования с характеристиками, соответствующими расчетным данным;

10) эксплуатация скважины на режимах, соответствующих подобранному оборудованию.

Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-10 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При эксплуатации скважины важным моментом является правильный подбор глубинно-насосного оборудования, установление режимов работы оборудования, при которых отборы жидкости через скважину имели максимальное значение и соответствовали возможностям продуктивного пласта. Существующие технические решения позволяют определить коэффициент продуктивности пласта и скважины и в соответствии с ними установить необходимые характеристики глубинного оборудования. Однако определить коэффициент продуктивности с достаточной точностью не всегда удается, что приводит к несоответствию спущенного насосного оборудования продуктивности скважины, и, как следствие, к недоборам нефти и замедлению темпов разработки нефтяной залежи. В предложенном способе решается задача повышения точности определения коэффициента продуктивности скважины, точности подбора глубинного оборудования скважины и режимов его эксплуатации.

Задача решается следующим образом.

При эксплуатации скважины и определении ее характеристик производят остановку скважины, заполнение скважины промывочной жидкостью, спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с глубинным манометром на конце и свабом внутри. Свабирование выполняют по колонне насосно-компрессорных труб со снижением уровня жидкости в скважине. При этом выполняют регистрацию кривой восстановления давления манометром. Свабирование и снижение уровня жидкости в скважине выполняют многоэтапным свабированием до заполнения скважины пластовой жидкостью. Этапом свабирования является ход сваба от нижнего до верхнего положения. Для предотвращения осложнений по спуску глубинного манометра в результате возможного фонтанирования скважины спуск манометра выполняют перед первым свабированием. Регистрацию кривой восстановления давления проводят манометром при каждом этапе свабирования. После заполнения скважины пластовой жидкостью проводят два дополнительных этапа свабирования с регистрацией кривой восстановления давления. Поднимают колонну насосно-компрессорных труб с манометром и проводят обработку полученных данных по двум последним кривым восстановления давления. По полученным данным подбирают глубинно-насосное оборудование с характеристиками, соответствующими расчетным данным коэффициента продуктивности, и эксплуатируют скважину на режимах, соответствующих подобранному оборудованию.

Перед спуском колонны насосно-компрессорных труб определяют ожидаемое время, необходимое для восстановления давления скважины (выхода кривой восстановления давления на асимптоту) и коэффициент продуктивности по интерпретированным при окончательном каротаже характеристикам пласта коллектора.

Ожидаемый коэффициент продуктивности скважины равен:

где к - проницаемость пласта, м² ;

h - толщина пласта, м;

- вязкость пластовой жидкости, Па·с;

K _сов - коэффициент совершенства вскрытия;

r _скв - радиус скважины, м;

R_к - радиус контура питания, м.

По ожидаемому коэффициенту продуктивности и времени нахождения скважины под избыточным давлением столба промывочной жидкости определяют необходимый объем освоения скважины свабированием для выноса фильтрата промывочной жидкости. Объем освоения определяют по опыту освоения скважин на месторождении.

Далее определяют «ожидаемое» время, необходимое для восстановления давления (выхода кривой восстановления давления на асимптоту), которое равно:

где V_1пм - объем одного погонного метра эксплуатационной колонны скважины, м³ /м;

- плотность смеси, кг/м³;

g - ускорение силы тяжести, м/с².

Затем определяют «ожидаемое» время, необходимое для освоения скважины свабированием в необходимом объеме, которое равно:

где V_осв - необходимый объем освоения скважины свабированием, м³;

dP - создаваемая депрессия на пласт, Па.

Общее время зарядки манометра равно: Т_общ=T ₁+T₂.

Согласно ожидаемому времени восстановления давления и необходимому времени освоения скважины производят зарядку глубинного автономного цифрового манометра (T_общ).

Производят освоение скважины свабированием в необходимом объеме.

Динамический уровень при освоении должен быть стабилизирован. На конечном этапе свабирования отбирают пробы жидкости на обводненность и удельный вес (плотность).

По отобранной пробе в лаборатории определяют вязкость воды и нефти (при ее наличии). По результатам полученных данных исследования глубинным манометром производят интерпретацию кривой восстановления давления и притока для определения коэффициента продуктивности скважины. Для интерпретации кривой восстановления давления (фиг.1) выбирают участок с момента начала восстановления давления до «точки перегиба» кривой при выходе на асимптоту, т.е. когда дальнейшее изменение давления происходит в пределах допустимой погрешности. «Точка перегиба» определяется математическими функциями. Проекцией точки перегиба на ось времени определяют значение (t ₂), т.е. время, при котором произошло восстановление давления до «точки перегиба», и рассчитывают коэффициент продуктивности по формуле:

где dt=t₂-t ₁;

t₁ - начальное время кривой восстановления давления, с;

t₂ - значение времени кривой восстановления давления в «точке перегиба» с;

V_1пм - объем одного погонного метра эксплуатационной колонны скважины, м³ /м;

где Д_{внутр. скв} - внутренний диаметр скважины, м;

Д_{наруж. НКТ} - наружный диаметр НКТ, м;

Д_{внутр. НКТ} - внутренний диаметр НКТ, м.

Пример конкретного выполнения

На месторождении пробурена эксплуатационная нефтедобывающая скважина № 21237 со следующими характеристиками по окончательному каротажу: проницаемость - 5.35·10^-12 м², толщина пласта - 4 м, внутренний диаметр колонны - 0,15 м, вязкость продукции 0,0065 Па·с. Для определения характеристик скважины производят остановку скважины, заполнение скважины промывочной жидкостью, спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с глубинным манометром на конце и свабом внутри. Свабирование выполняют по колонне насосно-компрессорных труб со снижением уровня жидкости в скважине до ... м. При этом выполняют регистрацию кривой восстановления давления манометром. Свабирование и снижение уровня жидкости в скважине выполняют многоэтапным свабированием до заполнения скважины пластовой жидкостью. Этапом свабирования является ход сваба от нижнего до верхнего положения. Для предотвращения осложнений по спуску глубинного манометра в результате возможного фонтанирования скважины спуск манометра выполняют перед первым свабированием. Регистрацию кривой восстановления давления проводят манометром при каждом этапе свабирования. После заполнения скважины пластовой жидкостью проводят два дополнительных этапа свабирования с регистрацией кривой восстановления давления. Кривая восстановления давления представлена на чертеже. Поднимают колонну насосно-компрессорных труб с манометром и проводят обработку полученных данных по двум последним кривым восстановления давления. Вычисляют осредненное значение коэффициента продуктивности по двум последним кривым восстановления давления. По полученным данным подбирают глубинно-насосное оборудование с характеристиками, соответствующими расчетным данным, и эксплуатируют скважину на режимах, соответствующих подобранному оборудованию.

Для вычисления коэффициента продуктивности скважины выполняют следующие операции.

Ожидаемый коэффициент продуктивности скважины равен:

По ожидаемому коэффициенту продуктивности и времени нахождения скважины под избыточным давлением столба промывочной жидкости определяют необходимый объем освоения скважины свабированием для выноса фильтрата промывочной жидкости. Объем освоения определяют по опыту освоения скважин на месторождении.

Далее определяют «ожидаемое» время, необходимое для восстановления давления (выхода кривой восстановления давления на асимптоту), которое равно:

Затем определяют «ожидаемое» время, необходимое для освоения скважины свабированием в необходимом объеме, которое равно:

Общее время зарядки манометра равно: T _общ=T₁+Т₂.

Согласно ожидаемому времени восстановления давления и необходимому времени освоения скважины производят зарядку глубинного автономного цифрового манометра (T_общ).

Производят освоение скважины свабированием в необходимом объеме.

Динамический уровень при освоении должен быть стабилизирован. На конечном этапе свабирования отбирают пробы жидкости на обводненность и удельный вес (плотность).

По отобранной пробе в лаборатории определяют вязкость воды и нефти (при ее наличии). По результатам полученных данных исследования глубинным манометром производят интерпретацию кривой восстановления давления и притока для определения коэффициента продуктивности скважины. Для интерпретации кривой восстановления давления выбирают участок с момента начала восстановления давления до «точки перегиба» кривой при выходе на асимптоту, т.е. когда дальнейшее изменение давления происходит в пределах допустимой погрешности. «Точка перегиба» определяется математическими функциями. Проекцией точки перегиба на ось времени определяют значение (t₂), т.е. время, при котором произошло восстановление давления до «точки перегиба», и рассчитывают коэффициент продуктивности по формуле:

V_1пм - объем одного погонного метра эксплуатационной колонны скважины, м³ /м;

Таким образом обрабатывают каждую из двух кривых восстановления давлений и из двух коэффициентов продуктивности определят среднее значение.

Экономическая эффективность мероприятия определяется увеличением межремонтного периода скважины после геолого-технических мероприятий, т.к. исключаются дополнительные подземные ремонты скважины для приведения дебита глубинно-насосного оборудования в соответствии с продуктивностью скважины; сокращением времени освоения скважины свабированием; сокращением времени освоения и потерь нефти после проведения подземного ремонта скважины для вывода на режим.

Применение предложенного способа позволит более точно определить коэффициент продуктивности скважины, повысить точность подбора глубинного оборудования скважины и режимов его эксплуатации.

По данным замеренного пластового давления манометром при записи кривой восстановления давления, определенному по методике коэффициенту продуктивности, предельному забойному давлению на месторождению (не ниже давления насыщения) определяют дебит скважины. Исходя из дебита производят подбор насоса по производительности.