Способ эксплуатации нефтяной скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при эксплуатации нефтяной скважины, оборудованной штанговым или электроцентробежным насосами, на многопластовых залежах нефти. Технический результат - обеспечение возможности раздельного учета добычи жидкостей из пластов и регулирования отборов продукции каждого пласта. По способу осуществляют отбор продукции нижнего пласта через приемный патрубок, проходящий через пакер, разделяющий продуктивные пласты. Отбор продукции верхнего пласта осуществляют через боковое отверстие в приемном патрубке. Измерение дебита жидкости и ее обводненности производят на дневной поверхности скважины. Отборы продукции каждого пласта, а также измерения их дебитов и обводненностей на дневной поверхности производят поочередно после переключения запорного органа, сообщающего пласты с приемом насоса. Выбор насоса производят, исходя из необходимости превышения его подачи над плановыми дебитами нефти пластов в циклах их подключения, равного недоборам нефти из пластов в циклах их отключения. Периоды переключения пластов подбирают из условий обеспечения плановых отборов нефти из каждого пласта в соответствии с их продуктивностью. 4 ил.

 

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для эксплуатации нефтяной скважины, оборудованной штанговым или электроцентробежным насосами, на многопластовых залежах нефти.

Для выработки запасов нефти на многопластовых залежах применяются технологии одновременно-раздельной эксплуатации скважин. Существенные различия пластовых давлений и коллекторских свойств разрабатываемых пластов заставляют производить независимый отбор жидкостей из одной скважины, пробуренный на оба объекта разработки.

Известен способ одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов, реализованный в техническом средстве независимого отбора жидкостей из двух пластов с применением двух сочлененных между собой штанговых насосов разного диаметра /1/. Отбор продукции верхнего пласта производится с помощью бокового клапана верхнего насоса большего диаметра. Расположенный ниже насос меньшего диаметра откачивает продукцию нижнего пласта. Подъем продукции обоих пластов путем их смешения производится по одной колонне насосно-компрессорных труб (НКТ).

Недостатком приведенного аналога является невозможность раздельного учета дебитов обоих пластов из-за их смешения в колонне НКТ.

Известно техническое средство раздельного подъема продукции обоих пластов /2/. Продукция нижнего пласта откачивается насосом по колонне полых штанг, а верхнего пласта - по колонне насосно-компрессорных труб. Такое решение позволяет производить раздельный учет добываемой продукции по каждому пласту в поверхностных условиях путем измерения дебитов жидкостей, отбираемых из полых штанг и колонны НКТ.

Недостатком такого решения является сложность конструкции насосной установки и необходимость применения полых штанг. Кроме того, установка не позволяет регулировать отборы жидкостей из каждого пласта при изменении условий их выработки.

Известен способ определения пластового давления в нефтяной скважине /3/, согласно которому для измерения параметров работы пласта (дебит, забойное и пластовое давление) производят остановку скважины и запись кривых восстановления уровня (КВУ) в затрубном пространстве и кривой восстановления давления (КВД) на забое скважины. Угловой коэффициент прямолинейного предасимптотического участка КВУ позволяет рассчитать дебит скважины до остановки. Однако известный способ не позволяет определить раздельно дебиты при одновременном притоке жидкостей из двух пластов.

Известен способ мониторинга многопластовой скважины /4/, включающий спуск на якорях в область каждого разрабатываемого пласта автономных приборов измерения дебита и параметров флюида, обеспечивающих запись показаний указанных параметров каждого пласта соответствующим автономным прибором и сохранения показаний в долговременной памяти. Согласно способу после спуска автономных приборов производят свабирование с контролем параметров флюида, глубины уровня жидкости по ее давлению и определяют очередность включения пластов в работу. По окончании свабирования производят запись кривых восстановления давления (КВД) и уровня (КВУ), а после извлечения автономных приборов по их показаниям определяют дебит пласта, первым включившегося в работу, а дебит второго и последующих пластов путем вычитания из суммарного дебита.

Известный способ позволяет производить запись измеряемых параметров автономными приборами непосредственно в процессе свабирования, однако отличается низкой точностью измерения дебита, поскольку не позволяет разобщать пласты для раздельного учета дебита каждого пласта при остановке электроцентробежного насоса (ЭЦН). К тому же наличие приемного патрубка ЭЦН, проходящего через пакер, обязательный при одновременно-раздельной эксплуатации, не дает возможности спустить автономный прибор в интервал перфорации верхнего продуктивного пласта и определить реальные дебиты каждого пласта. На достоверность результатов интерпретации кривой изменения давления оказывает влияние точность используемых измерительных манометров. Их аппаратурная погрешность приводит к снижению достоверности определения обводненности продукции пласта, что, в свою очередь, влияет на интерпретацию и точность определения параметров пласта. Кроме того, спуск глубинных приборов на кабеле под ЭЦН имеет свои технологические особенности, осложняющие технологию.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению относится способ одновременно-раздельной эксплуатации обводненной скважины, оборудованной электроцентробежным насосом /5/. Сущность способа заключается в отборе продукции нижнего пласта через приемный патрубок, проходящий через пакер, разделяющий пласты, измерение дебита жидкости и ее обводненности на дневной поверхности. Периодически для раздельного учета производят остановку скважины с одновременным перекрытием поступления продукции нижнего пласта за счет снижения давления на запорный орган в приемном патрубке, гидравлически связанный с участком напорной линии между выкидом насоса и обратным клапаном в колонне НКТ. Обводненность продукции нижнего пласта определяют по глубинам установившихся при остановке насоса уровней раздела фаз «газ - нефть» и «нефть - вода».

Способ обладает следующими недостатками:

- необходимость проведения обводного канала, обеспечивающего гидравлическую связь запорного органа с подклапанной областью насоса;

- невозможность установки на напорной линии штангового насоса в колонне НКТ обратного клапана;

- сложность конструкции и низкая надежность запорного органа, размещенного в приемном патрубке;

- сложность инструментального измерения установившихся уровней раздела фаз «газ - нефть» и «нефть - вода» в приемном патрубке после остановки насоса как в техническом решении, так и в возможном отсутствии четких границ раздела фаз.

Технической задачей предлагаемого изобретения является обеспечение раздельного учета добычи жидкостей из двух пластов установками штангового или электроцентробежного насосов и регулирование отборов продукции каждого пласта.

Техническая задача решается тем, что в известном способе, включающем отбор продукции нижнего пласта через приемный патрубок, проходящий через пакер, разделяющий продуктивные пласты, а отбор продукции верхнего пласта через боковое отверстие в приемном патрубке, измерения дебита жидкости и ее обводненности на дневной поверхности скважины, согласно изобретению, отборы продукции каждого пласта, а также измерения дебитов и обводненностей производят поочередно путем переключения запорного органа, сообщающего пласты с приемом насоса, а периоды отборов продукций каждого пласта определяют исходя из обеспечения плановых отборов нефти из пластов за эти периоды.

На рис. 1, 2 и 3 показаны схемы реализации способа, а на рис. 4 - динамика отборов жидкостей из каждого пласта. На рис. 1 показана схема применения штангового насоса, а на рис. 2 - электроцентробежного насоса. Согласно рис. 1 и 2 в разработку введены продуктивные верхний 1 и нижний 2 нефтяные пласты. В ствол скважины 3, вскрывшей эти пласты, на колонне насосно-компрессорных труб 4 спущен насос 5. Нижняя часть насоса соединена с приемным патрубком 6, проходящим через пакер 7, разобщающий пласты 1 и 2. Внутри приемного патрубка 6 под насосом 5 расположен запорный орган, состоящий из цилиндра 8 с проходным поршнем 9 внутри, образующим герметичную пару трения. На торце поршня 9 выполнены отверстия 10. В средней части цилиндра 8 выполнен канал 11, сообщающий полость цилиндра 8 с полостью скважины 3 над пакером 7. В верхней части цилиндра 8 выполнено отверстие 12 для соединения его с полостью приемного патрубка 6 над перемычкой 13. В нижней части цилиндра 12 выполнено отверстие 14 для сообщения полости этого цилиндра с полостью приемного патрубка 6 под перемычкой 13. Цилиндр 8 соединен с заглушенной снизу трубой 15 для сбора механических примесей, которые могут попасть в запорный орган вместе с добываемой жидкостью. Поршень 9 соединен с электрическим приводом 16 (показан условно) с подведенным через кабель 17 питанием. В случае применения штангового насоса (рис. 1) кабель 17 выведен на дневную поверхность по затрубному пространству и соединен со станцией управления (на рис. 1 не показана). В случае применения ЭЦН кабель 17 соединен с блоком 18 телеметрической системы ЭЦН.

На рис. 2 для случая эксплуатации скважины электроцентробежным насосом выше пласта 1 расположен дополнительный пакер 19, разобщающий пласт 2 и выше расположенное скважинное пространство. Кроме того, над пакером 19 в приемном патрубке 6 выполнено отверстие 20 для выхода жидкостей каждого пласта к приему насоса.

Внутри приемного патрубка 6 на выходе жидкостей из отверстия 12 устанавливаются глубинные манометры (на рис. 1 и 2 не показаны) для измерения давлений и получения информации по забойным давлениям.

Способ осуществляется следующим образом.

На рис. 1 и 2 показаны нижние положения поршня 9 в цилиндре 8, при котором отверстия 14 перекрыты боковой поверхностью поршней 9. При этом каналы 11 в цилиндрах 8 открыты. Продукция верхнего пласта 1 (рис. 1) через канал 11 и отверстие 12 поступает в насос 5 и далее откачивается на поверхность. В этот период на поверхности производятся измерения количества жидкости, поступающей из верхнего пласта 1, и ее обводненность.

По истечении определенного интервала времени станцией управления по кабелю 17 на привод 16 подается команда на переключение поршня 9 в крайнее верхнее положение, при котором поступление продукции верхнего пласта 1 перекроется, а нижнего 2 откроется. Жидкость пласта 2 будет поступать через канал 11 в приемный патрубок 6, далее через отверстия 14, 10, 12 будет поступать на прием насоса 5 и откачиваться на поверхность. В период отбора жидкости, так же как в первом случае на поверхности замеряется дебит скважины и обводненность.

При эксплуатации скважины электроцентробежным насосом (рис. 2) жидкость из приемного патрубка 6 к приему насоса 5 будет поступать через отверстие 20.

Таким образом, способ позволяет осуществлять поочередный отбор нефтей из разрабатываемых пластов 1 и 2.

Условием возможности применения способа поочередного отбора продукций пластов является достижение плановых отборов нефти из каждого пласта за полный цикл переключения пластов.

Обеспечение плановых отборов нефтей из пластов 1 и 2 осуществляется за счет запаса производительности насоса над плановыми дебитами каждого пласта. Исходным параметром при выборе насоса и режима его работы является суммарный дебит пластов, который должен был бы обеспечиваться насосом при одновременном отборе нефтей из обоих пластов.

В начальный период работы насоса (на рис. 4 показан случай превышения дебита пласта 1 над дебитом пласта 2) после переключения запорного органа фактический отбор нефти из скважины Q₁ будет быстро возрастать и вскоре превысит плановый отбор нефти Q_1.пл из этого пласта. Одновременно в этот период из-за отсутствия отбора будет возрастать давление на забое другого (отключенного) пласта 2.

По достижении определенного времени производят переключение пластов.

Благодаря накопившейся энергии пласта и запасу производительности насоса в начальный период дебит пласта также будет наибольшим. По мере отбора жидкости дебит будет интенсивно снижаться и достигнет той величины, при которой по технико-экономическим соображениям будет необходимо переключить пласт. Так же как в предыдущем случае, переключение производится по достижении момента, при котором отбор жидкости за полный цикл откачки (включая период отключения этого пласта) будет соответствовать плановому отбору.

Пример осуществления способа представлен графически на рис. 4.

По оси абсцисс отложено время работы насоса, а по оси ординат дебит пластов. На рис. 4 горизонтальными линиями обозначены плановые отборы нефти из пластов Q_1.пл и Q_2.пл. В начальный период отбора нефти, к примеру, из пласта 1 дебит Q₁ существенно превышает значение Q_1.пл. Далее по достижении периода Т₁ производят переключение запорного органа на отбор нефти из пласта 2. Дебит нефти Q₂ с максимального значения снижается и по достижении времени отбора величины Т₂ производится переключение запорного органа на отбор нефти из пласта 1.

Периоды отбора нефтей T₁ и Т₂ выбираются таким образом, чтобы в течение полного цикла Т_ц средние отборы нефти Q_1.cp и Q_2.ср за периоды T₁ и Т₂ соответствовали значениям Q_1.пл и Q_2.пл. Графически этому требованию соответствует равенство площадей: S₁=S₂ и S₃=S₄. Иными словами, превышение отбора нефти S₁ за период T₁ должно быть равным недобору нефти из этого пласта за период Т₂, т.е. за период его отключения.

Определение оптимальных значений производительности насоса, периодов переключения пластов T₁ и Т₂ может производиться расчетным путем по заданным значениям Q_1.пл, Q_2.пл и коэффициентам продуктивности пластов или опытным путем на основе измерений текущих дебитов Q₁ и Q₂ в периоды времени T₁ и Т₂. В эти же периоды Т₁ и Т₂ производятся измерения обводненности продукций пластов.

Наличие трубы 15 в запорном органе повышает надежность его работы за счет предупреждения заклинивания поршня 9 в цилиндре 8 при накоплениях мехпримесей в нижней части цилиндра.

Технико-экономическими преимуществами заявленного способа являются:

- простота и надежность конструкции насосного оборудования;

- возможность регулирования периодов отбора жидкостей из каждого пласта;

- возможность раздельного учета добычи нефти и ее обводненности по каждому разрабатываемому пласту;

- возможность изменения соотношений дебитов верхнего и нижнего пластов без подъема оборудования на поверхность.

Литература

1. Патент RU №2393366 С1. Скважинная штанговая насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов. Заявл. 04.05.2009. Опубл. 27.06.2010. Бюл. №18.

2. Патент RU №2430270 С2. Штанговая насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов. Заявл. 27.10.2009. Опубл. 27.09.2011.

3. Патент RU №2167289 С2. Способ определения пластового давления в нефтяной скважине. Заявл. 19.01.1999. Опубл. 20.05.2001.

4. Патент RU №2387824 С1. Способ мониторинга многопластовой скважины. Заявл. 24.07.2008. Опубл. 27.04.2010.

5. Патент RU №2513796 С1. Способ одновременно-раздельной эксплуатации обводненной скважины, оборудованной электроцентробежным насосом. Заявл. 06.12.2012. Опубл. 20.04.2014.

Способ эксплуатации нефтяной скважины, включающий отбор продукции нижнего пласта через приемный патрубок, проходящий через пакер, разделяющий продуктивные пласты, а отбор продукции верхнего пласта через боковое отверстие в приемном патрубке, измерение дебита жидкости и ее обводненности на дневной поверхности скважины, отличающийся тем, что отборы продукции каждого пласта, а также измерения их дебитов и обводненностей на дневной поверхности производят поочередно после переключения запорного органа, сообщающего пласты с приемом насоса, при этом выбор насоса производят, исходя из необходимости превышения его подачи над плановыми дебитами нефти пластов в циклах их подключения, равного недоборам нефти из пластов в циклах их отключения, а периоды переключения пластов подбирают из условий обеспечения плановых отборов нефти из каждого пласта в соответствии с их продуктивностью.