close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Патент BY16692

код для вставкиСкачать
ОПИСАНИЕ
ИЗОБРЕТЕНИЯ
К ПАТЕНТУ
РЕСПУБЛИКА БЕЛАРУСЬ
(46) 2012.12.30
(12)
(51) МПК
НАЦИОНАЛЬНЫЙ ЦЕНТР
ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ
СОБСТВЕННОСТИ
(54)
E 21B 47/00
(2012.01)
СПОСОБ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО ИССЛЕДОВАНИЯ
НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ, ОБОРУДОВАННОЙ
ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫМ НАСОСОМ С ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕМ
ЧАСТОТЫ ПИТАЮЩЕГО ТОКА
(21) Номер заявки: a 20101650
(22) 2010.11.19
(43) 2012.06.30
(71) Заявитель: Республиканское унитарное предприятие "Производственное объединение "Белоруснефть" (BY)
(72) Авторы: Галай Михаил Иванович;
Демяненко Николай Александрович; Мануйло Василий Сергеевич;
Шубенок Юлия Ивановна; Мулица
Станислав Иосифович (BY)
BY 16692 C1 2012.12.30
BY (11) 16692
(13) C1
(19)
(73) Патентообладатель: Республиканское
унитарное предприятие "Производственное объединение "Белоруснефть"
(BY)
(56) RU 2289021 C2, 2006.
RU 2140523 C1, 1999.
RU 2042795 C1, 1995.
SU 1343007 A1, 1987.
CN 2107527 U, 1992.
(57)
1. Способ гидродинамического исследования нефтяной скважины, оборудованной
электроцентробежным насосом с преобразователем частоты питающего тока, в котором
указанный электроцентробежный насос через указанный преобразователь подключают к
промышленной электросети и обеспечивают работу скважины в режиме номинальной
промышленной частоты, затем создают депрессию путем ступенчатого увеличения частоты
тока до величины, обеспечивающей устойчивый режим работы скважины с максимальным
дебитом по жидкости, далее снижают частоту тока до величины, обеспечивающей устойчивый режим работы скважины с минимальным дебитом по жидкости, при этом переход от одного режима к другому осуществляют при непрерывной работе электроцентробежного насоса
с непрерывным замером давления и температуры на приеме насоса, а также дебита скважины
и обводненности на ее устье, а затем с учетом результатов замеров строят кривую изменения
давления при переходе от режима с максимальным дебитом к режиму с минимальным дебитом с последующим определением по ней гидропроводности, пъезопроводности, проницаемости, радиуса контура питания и скин-фактора скважины, а также строят диаграмму работы
скважины по дебиту и обводненности для определения оптимальной частоты питающего тока, обеспечивающей минимальную обводненность и максимальный дебит по нефти по сравнению с режимом номинальной промышленной частоты.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что замер давления и температуры на приеме
насоса осуществляют с помощью термоманометрической системы в режиме "он-лайн", а
замер дебита скважины и обводненности - с применением мобильной замерной установки.
3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что по результатам замеров дебита скважины по жидкости и давления на приеме насоса строят индикаторную диаграмму с последующим определением по ней коэффициента продуктивности и пластового давления.
BY 16692 C1 2012.12.30
Изобретение относится к способам гидродинамических исследований нефтяных скважин, оборудованных погружными электроцентробежными насосами (ЭЦН) и станциями
управления с частотными преобразователями, и может быть использовано для выбора оптимального режима эксплуатации скважины.
Известен способ воздействия на призабойную зону скважины в процессе ее эксплуатации [SU 1262026, МПК E 21B 43/00, опубл. 1986.10.07], включающий подключение
скважинного электроцентробежного насоса к промышленной электросети через тиристорный преобразователь частоты тока и создание депрессии путем повышения производительности скважинного электроцентробежного насоса за счет увеличения частоты тока.
Недостатком известного способа эксплуатации скважинного насоса является то, что в
процессе проведения исследований происходит остановка скважины, что приводит к потерям в добыче нефти.
Известен также способ гидродинамических исследований в скважине, оборудованной
установкой электроцентробежного насоса с частотно-регулируемым приводом, выполненным на мобильном транспортном средстве [RU 2370635, МПК E 21B 43/00, E 21B
47/00, опубл. 2008.03.20], 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. 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: 40 ± 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.
Недостатком данного способа по отношению к заявляемому является то, что исследования не включают проведение замеров параметров работы скважины на режимах максимального и минимального отборов жидкости, т.е. исследования проводятся не в полном
объеме, что не позволяет установить оптимальный режим работы скважины, при котором
происходит снижение обводненности и рост дебита по нефти. Отсутствие термоманометрической системы на приеме насоса не позволяет получить достоверные данные о забойных давлениях в скважине на разных режимах. Кроме того, проводимые исследования не
позволяют получить кривую восстановления давления (КВД) ввиду отсутствия перехода с
частоты тока, при которой приток жидкости из пласта максимален, на частоту, при которой приток жидкости из пласта минимален.
Известен способ динамической эксплуатации скважины электронасосом с частотнорегулируемым приводом [RU 2322611, МПК E 21B 43/00, E 21B 47/00, опубл. 2008.04.20],
основанный на периодическом повторении циклов, включающий запуск электронасоса
при увеличивающейся частоте питающего напряжения, подачу жидкости электронасосом
при заданной частоте вращения, при этом откачку жидкости производят электронасосом с
вентильным электродвигателем, при работе электронасоса в стационарном режиме через
заданные интервалы времени, определяемые длительностью переходных процессов в системе "пласт-скважина", периодически увеличивают частоту вращения вентильного электродвигателя на заданную величину, определяемую порогом чувствительности тока
вентильного электродвигателя, до снижения тока вентильного электродвигателя ниже его
2
BY 16692 C1 2012.12.30
порогового значения на данной частоте вращения, соответствующего срыву подачи электронасоса, по которому судят о достижении критического динамического уровня жидкости в скважине, причем пороговое значение тока вентильного электродвигателя
определяют по стендовым характеристикам с учетом коэффициента плотности реально
перекачиваемой жидкости, после определения срыва подачи электронасос переводят в
режим ожидания на пониженную частоту вращения, при которой предотвращается перегрев вентильного электродвигателя, на время, достаточное для достижения динамического
уровня, при котором насос работает без срыва подачи, по окончании которого частоту
вращения электронасоса вновь увеличивают до значения, меньшего, по крайней мере, на
заданную величину, чем частота вращения, на которой произошел срыв подачи электронасоса, после чего электронасос переводят в режим работы вблизи критического динамического уровня жидкости в скважине, обеспечивающий максимальный приток.
Недостатком данного способа является то, что проводимые исследования направлены
на получение максимального притока жидкости из пласта, что для высокообводненных
скважин не всегда приводит к увеличению притока нефти, так как в ряде случаев увеличение притока нефти и снижение обводненности происходят при уменьшении частоты тока
ниже промышленной частоты. Проводимые исследования не позволяют получить кривую
изменения давления (КИД) ввиду отсутствия перехода с максимальной частоты тока на
минимальную.
Известен также способ воздействия на призабойную зону скважины в процессе ее эксплуатации [RU 2082879, МПК E 21B 43/25, опубл. 1997.06.27], включающий подключение
скважинного электроцентробежного насоса к промышленной электросети через тиристорный преобразователь частоты тока и создание депрессии путем повышения производительности скважинного электроцентробежного насоса за счет увеличения частоты тока,
при этом увеличение частоты тока производят до величины, обеспечивающей устойчивый
максимальный дебит скважины по жидкости, после чего выдерживают паузу, а затем частоту питающего электроцентробежный насос тока снижают до промышленного значения
и переключают элекроцентробежный насос на питание от промышленной электросети,
при этом длительность депрессионного воздействия на пласт ограничивают моментом
срыва подачи электроцентробежного насоса.
Недостатком данного технического решения является то, что снижение частоты питающего тока проводят до номинального значения, что не позволяет провести исследования
режимов работы ЭЦН в полном объеме и выбрать оптимальный режим, так как в ряде
случаев при увеличении депрессии увеличения притока нефти из пласта в скважину не
происходит, а при уменьшении частоты тока ниже номинального значения наряду с
уменьшением отборов жидкости отмечается снижение обводненности и рост дебита по
нефти относительно аналогичных показателей при работе погружного электродвигателя
(ПЭД) в режиме промышленной частоты. Перевод скважины по окончании проведения
исследований в режим промышленной частоты обеспечивает только кратковременный
эффект. Кроме того, в процессе проведения исследований происходит остановка скважины, что приводит к потерям в добыче нефти.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является
способ определения параметров пласта при исследовании малодебитных непереливающих
скважин [RU 2289021 C2, МПК E 21B 47/10, E 21B 49/00, 2006.07.27], заключающийся в
том, что после стандартной обработки фактической кривой притока на ее основе строят
график времени прослеживания давления. При известном значении пластового давления
на графике проводят прямую линию, соединяющую точку известного пластового давления с точкой перегиба, которая соответствует времени возникновения фильтрационных
сопротивлений при фильтрации жидкости. По этой прямой рассчитывают время, означающее теоретически оптимальный период исследования пласта на приток. Затем на фактической кривой притока точку перегиба, определенную по графику прослеживания
3
BY 16692 C1 2012.12.30
давления, соединяют с точкой пересечения оптимального времени исследования пласта на
приток и пластового давления и получают гипотетическую кривую притока. Полученную
кривую обрабатывают по методу неустановившейся фильтрации с определением гидродинамических параметров пласта: продуктивности, гидропроводности, проницаемости и
скин-фактора.
Задачей изобретения является создание способа проведения гидродинамических исследований на нефтяных скважинах, оборудованных ЭЦН с преобразователем частоты,
позволяющего определить оптимальный режим отборов из пласта, при котором отмечается снижение обводненности продукции и рост дебита по нефти относительно аналогичных показателей при работе скважины в режиме номинальной частоты.
Поставленная задача решается за счет того, что в способе гидродинамического исследования нефтяной скважины, оборудованной электроцентробежным насосом с преобразователем частоты питающего тока, указанный электроцентробежный насос через
указанный преобразователь подключают к промышленной электросети и обеспечивают
работу скважины в режиме номинальной промышленной частоты, затем создают депрессию путем ступенчатого увеличения частоты тока до величины, обеспечивающей устойчивый режим работы скважины с максимальным дебитом по жидкости, далее снижают
частоту тока до величины, обеспечивающей устойчивый режим работы скважины с минимальным дебитом по жидкости, при этом переход от одного режима к другому осуществляют при непрерывной работе электроцентробежного насоса с непрерывным
замером давления и температуры на приеме насоса, а также дебита скважины и обводненности на ее устье, а затем с учетом результатов замеров строят кривую изменения давления при переходе от режима с максимальным дебитом к режиму с минимальным дебитом
с последующим определением по ней гидропроводности, пьезопроводности, проницаемости, радиуса контура питания и скин-фактора скважины, а также строят диаграмму работы
скважины по дебиту и обводненности для определения оптимальной частоты питающего
тока, обеспечивающей минимальную обводненность и максимальный дебит по нефти по
сравнению с режимом номинальной промышленной частоты.
Кроме этого, замер давления и температуры на приеме насоса может быть осуществлен с помощью термоманометрической системы в режиме "он-лайн", а замер дебита скважины и обводненности - с применением мобильной замерной установки.
Помимо этого, по результатам замеров дебита скважины по жидкости и давления на
приеме насоса может быть построена индикаторная диаграмма с последующим определением коэффициента продуктивности и пластового давления.
Актуальность проблемы заключается в том, что для получения данных о гидродинамических параметрах пласта в районе дренирования скважин, таких как пластовое давление, коэффициент продуктивности, гидропроводность, проницаемость и т.д., необходима
длительная остановка скважины для снятия полноценной кривой изменения давления методом эхометрирования, либо по показаниям системы термоманометрической системы,
приводящая в конечном итоге к потерям в добыче нефти. Предлагаемый способ исследования скважин исключает все вышеперечисленные негативные моменты. Полученные в
конечном итоге результаты могут быть использованы при построении карт изобар, решении вопросов гидродинамического моделирования процессов разработки залежей, подборе глубинно-насосного оборудования, оценке эффективности проведения геологотехнических мероприятий (ГТМ).
В настоящее время многие месторождения находятся на поздней стадии разработки,
что характеризуется высокими значениями обводненности и низкими дебитами по нефти.
Изменение частоты переменного тока приводит к изменению забойных давлений, а следовательно, депрессий, создаваемых на пластовую систему "матрица-трещины" в районе
дренирования скважины, что, в свою очередь, позволяет получить дополнительную добычу нефти либо за счет подключения продуктивных пропластков, ранее не полностью во4
BY 16692 C1 2012.12.30
влеченных в процесс эксплуатации, либо за счет форсирования отборов, либо за счет снижения процента попутно добываемой воды при уменьшении объемов отборов. Предлагаемый способ позволяет выбрать оптимальный режим работы скважины, при котором
дебит по нефти максимальный, обводненность продукции - минимальная.
Реализация способа гидродинамических исследований скважин проиллюстрирована
на следующих фигурах: на фиг. 1 представлена диаграмма работы скважины "А" в период
проведения гидродинамических исследований (ГДИ); на фиг. 2 - диаграмма работы скважины "A" в период проведения ГДИ и в предшествующий ему период; на фиг. 3 - КИД
скважины "A"; на фиг. 4 - индикаторная диаграмма скважины "A"; на фиг. 5 - диаграмма
работы скважины "Б" в период проведения ГДИ; на фиг. 6 - график распределения обводненности продукции скважины при проведении ГДИ; на фиг. 7 - график работы скважины
"Б" на разных режимах; на фиг. 8 - КИД скважины "Б"; на фиг. 9 - индикаторная диаграмма скважины "Б".
Способ осуществляют следующим образом.
При проведении исследований с применением станции управления с частотным преобразователем ЭЦН работает в следующем порядке:
"номинальный" режим;
ступенчатый переход на режим максимально возможного отбора пластовой жидкости;
режим минимально возможного отбора жидкости;
оптимальный режим, при котором происходит максимальный отбор нефти при минимальной обводненности.
ЭЦН подключают к промышленной электросети через преобразователь частоты питающего ЭЦН тока, который размещается в станции управления ЭЦН на устье скважины.
При работе ЭЦН на номинальной частоте тока к скважине подключают замерную установку, например установку замерную мобильную (УЗМ.Т) производства ОАО "Сибнефтеавтоматика"[1], и проводят замер дебита и обводненности продукции скважины. Затем
создают депрессию путем ступенчатого увеличения частоты тока ЭЦН до величины,
обеспечивающей устойчивый режим работы скважины с максимальным дебитом по жидкости. По достижению установившегося режима работы скважины (дебит скважины по
жидкости и давление на приеме насоса стабильны), определенного на основании данных
замеров УЗМ.Т и термоманометрической системы (ТМС), например ТМС "СКАД", разработанной РУП "Производственное объединение "Белоруснефть" [2], ЭЦН переводят на
следующий режим работы. Увеличение и снижение частоты тока проводят при непрерывной работе электроцентробежного насоса с постоянным замером давления и температуры
на приеме насоса с помощью ТМС "СКАД", дебита скважины и обводненности на устье
скважины с применением УЗМ.Т.
В конце проведения исследований скважину переводят в оптимальный режим работы,
установленный в результате проведения исследований с применением частотного преобразователя, при котором отмечается снижение обводненности и рост дебита по нефти.
По общепринятым методикам проводят обработку полученных результатов. Полученную кривую изменения давления при переходе режима работы скважины от "максимального" на "минимальный" обрабатывают по соответствующим методикам с получением
данных по гидро- и пъезопроводности, проницаемости, радиусу контура питания, скинфактору. По пересчетным забойным давлениям и дебиту скважины по жидкости на различных режимах фильтрации строят индикаторную диаграмму с последующим определением коэффициента продуктивности и пластового давления. Принимая во внимание дебит
скважины по нефти и обводненность, строят диаграмму работы скважины с целью определения оптимального режима работы системы "пласт-скважина" в условиях поровотрещинного коллектора.
Все промысловые исследования проводят с подключением к скважине установки замерной мобильной ступенчатым переключением частоты напряжения питания и снятия
5
BY 16692 C1 2012.12.30
информации на электронные носители. Все исследования проводят без остановок работы
электроцентробежного насоса, что позволяет избежать потерь в добыче нефти.
Рассмотрим осуществление способа на примере гидродинамических исследований
скважин "А" и "Б".
Снижение обводненности и рост дебита нефти по скважине "A" были получены за
счет подключения пропластков, ранее не полностью вовлеченных в процесс эксплуатации.
На фиг. 1 представлена диаграмма работы скважины "A" в период проведения ГДИ.
Увеличение частоты переменного тока от номинальной (50 Гц) до 53 Гц привело к
увеличению дебита по нефти на 155 % и снижению обводненности на 19,5 % относительно аналогичных показателей при работе в режиме номинальной частоты тока. Полученный эффект сохранился при последующем снижении частоты тока до 48 Гц. При работе в
данном режиме увеличение дебита нефти составило 56 %, снижение обводненности 10,6 % относительно номинальных показателей работы скважины.
На основании анализа проведенных исследований по скважине "A" установлен оптимальный режим эксплуатации - режим отбора при частоте 53 Гц, при котором обводненность продукции скважины минимальная, дебит по нефти максимальный.
Снижение обводненности и рост дебита скважины по нефти связаны с изменением
фильтрационных потоков и подключением в работу пропластков, ранее не полностью вовлеченных в процесс эксплуатации. Как известно, в подавляющем большинстве случаев
смена фильтрационных потоков и путей движения подземных вод приводит к существенному изменению плотностей попутных вод. Последнее может зависеть от "промытости"
новых фильтрационных каналов, количества вторичных солевых выполнений, находящихся на путях фильтрации закачиваемых вод, а также от количества поступающей пластовой воды. В любом случае изменение плотности попутных вод свидетельствует о
смене фильтрационных потоков и указывает на достаточно высокое качество направленных на это работ. Так, в период проведения опытно-промысловых исследований с применением преобразователя частоты на скважине "A" усредненная плотность попутных вод
снизилась от 1,146 до 1,139 г/см3 (фиг. 2).
Проведенные исследования позволили получить кривую изменения давления скважины "A" при переходе с 53 на 48 Гц (переход режима работы скважины от "максимального"
на "минимальный"). График работы скважины при переходе с режима максимального отбора на режим минимального отбора представлен на фиг. 3. В результате обработки КИД
была получена информация о коэффициенте проницаемости, гидропроводности, пьезопроводности, радиусе питания и скин-факторе. Принимая во внимание полученные данные о текущих пластовых давлениях и коэффициентах продуктивности, был рассчитан
оптимальный типоразмер насоса и глубина его спуска.
Для данной скважины по пересчетным забойным давлениям и дебиту по жидкости на
различных режимах отбора была построена индикаторная диаграмма, представленная на
фиг. 4, по результатам обработки которой были определены пластовое давление и коэффициент продуктивности.
Снижение обводненности и рост дебита нефти по скважине "Б" были получены за счет
снижения объемов отборов при работе в режиме с частотой тока ниже номинальной. На
фиг. 5 представлена диаграмма работы скважины "Б" в период проведения ГДИ.
Увеличение частоты тока от номинальной до 55 Гц привело к росту дебита по нефти
на 71 % и снижению обводненности на 6,39 % относительно аналогичных показателей при
работе ПЭД на номинальной частоте. Спустя 52,5 ч скважина была переведена на режим
отбора в 60 Гц. За время работы на данном режиме дебит по нефти увеличился на 164,9 %,
обводненность снизилась на 4,29 % относительно номинальных показателей и составила
82,06 %. Снижение частоты тока до 40 Гц привело к росту дебита по нефти на 62,5 % и
снижению обводненности на 14,32 % относительно аналогичных показателей при работе
на номинальной частоте. Спустя 43 ч обводненность составила 72,03 %. В рамках экспе6
BY 16692 C1 2012.12.30
риментальных работ скважина была переведена на режим работы в 45 Гц, что привело к
снижению дебита по нефти на 31 % и росту обводненности до 83,56 %. Далее скважина
была повторно переведена на режим 60 Гц. По данным УЗМ.Т дебит по нефти составил
42,6 % относительно номинального показателя, обводненность - 88,87 %. При переходе на
данный режим отбора значения обводненности продукции колебались в диапазоне от
57 % до 100 %. График распределения обводненности продукции скважины при проведении ГДИ представлен на фиг. 6.
Таким образом, кратковременное (в пределах проведения эксперимента) изменение
частоты переменного тока привело к изменению дебитов и забойных давлений, а следовательно, депрессий, создаваемых на пластовую систему "матрица-трещины" в районе дренирования скважины, что, в свою очередь, позволило снизить обводненность и получить
дополнительную добычу нефти. При проведении промысловых исследований увеличение
отборов (60 Гц) привело к увеличению воронки депрессии и, как результат, подтягиванию
воды, закачиваемой в соседнюю нагнетательную скважину. Уменьшение отборов на 26 %
(режим работы в 40 Гц) привело к уменьшению воронки депрессии и снижению обводненности на 14,32 % при росте дебита по нефти на 62,5 %.
На основании анализа проведенных исследований по скважине "Б" установлен оптимальный режим эксплуатации скважины - режим отбора при частоте 40 Гц, при котором
снижение обводненности максимальное (14,32 %), рост дебита по нефти составляет
62,5 % (фиг. 7).
Проведенные исследования позволили получить кривую изменения давления скважины "Б" при переходе с 60 на 40 Гц (переход режима работы скважины от "максимального"
на "минимальный"). График работы скважины при переходе с режима максимального отбора на режим минимального отбора представлен на фиг. 8. В результате обработки КИД
была получена информация о коэффициенте проницаемости, гидропроводности, пьезопроводности, радиусе питания и скин-факторе. Принимая во внимание полученные данные о текущих пластовых давлениях и коэффициентах продуктивности, был рассчитан
оптимальный типоразмер насоса и глубина его спуска.
Для данной скважины была проведена интерпретация полученных данных по общепринятым методикам. По пересчетным забойным давлениям и дебиту по жидкости на различных режимах отбора была построена индикаторная диаграмма, представленная на
фиг. 9, по результатам обработки которой были определены пластовое давление и коэффициент продуктивности скважины.
Таким образом, использование заявляемого способа проведения гидродинамических
исследований нефтяных скважин, оборудованных ЭЦН с преобразователем частоты, позволяет получать кривую изменения давления, а также определять оптимальный режим отборов из пласта, при котором отмечается снижение обводненности продукции и рост
дебита по нефти относительно аналогичных показателей при работе скважины в режиме
номинальной частоты.
7
BY 16692 C1 2012.12.30
Фиг. 1
Фиг. 2
Фиг. 3
8
BY 16692 C1 2012.12.30
Фиг. 4
Фиг. 5
Фиг. 6
9
BY 16692 C1 2012.12.30
Фиг. 7
Фиг. 8
Фиг. 9
Национальный центр интеллектуальной собственности.
220034, г. Минск, ул. Козлова, 20.
10
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
0
Размер файла
3 343 Кб
Теги
by16692, патент
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа