Способ вывода на эффективный режим работы скважины, оборудованной глубинным насосом. по записи индикаторной кривой

(51) 21 43/12 (2006.01) КОМИТЕТ ПО ПРАВАМ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ МИНИСТЕРСТВА ЮСТИЦИИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ИННОВАЦИОННОМУ ПАТЕНТУ исследовании скважины производят исследования по определению работоспособности глубинного насоса (динамометрирование), после изменения режима его работы , замеряют устьевые параметры,такие как динамический уровень в затрубном пространстве, давление в затрубном и буферном пространстве, дебит добываемой продукции, строят диаграммы кривой изменения уровня КИУ, кривой изменения затрубного давления КИЗД, кривой изменения буферного давления КИБД, кривой изменения дебита КИД, которые обрабатывают(аппроксимируют и интерпретируют) программными комплексами,имеющие возможность обрабатывать переходные режимы работы системы пласт-скважина-насос и учитывающих течения флюида к скважине, а по результатам обработки получают полный комплекс гидродинамических параметров пласта и призабойной зоны скважины, при этом изменение режима работы насоса путем изменения длинны хода станка качалки, частотой качаний (оборотами двигателя станка качалки), или частотой вращения электродвигателя в соответствии от используемого глубинного насоса, в качестве программных комплексов, имеющих возможность обрабатывать переходные режимы работы системы пластскважина-насос и, учитывающих течения флюида к скважине, используют комплексы типаи, не однократное изменение режима работы системы при исследовании производят не менее трех раз, а на основании полученных данных определяют необходимость и направленность геолого-технических мероприятий(ГТМ),отвечающих за ликвидацию негативных явлений влияющих на систему пласт-скважина-насос,расчет и подбор оптимальной работы системы пласт-скважина-насос(72) Антонников Алексей Владимирович Игнатенко Александр Владимирович Кибиткин Павел Павлович(54) СПОСОБ ВЫВОДА НА ЭФФЕКТИВНЫЙ РЕЖИМ РАБОТЫ СКВАЖИНЫ,ОБОРУДОВАННОЙ ГЛУБИННЫМ НАСОСОМ, ПО ЗАПИСИ ИНДИКАТОРНОЙ КРИВОЙ(57) Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Для получения максимальной информации при проведении гидродинамических исследований в скважины оборудованной глубинной насосной установкой,(параметров пласта,пластового давления и изменения условий проводимости призабойной зоны при различных забойных давлениях), без остановки работы глубинного насоса, и вывода системы пласт-скважина-насос на оптимальный, эффективный режим работы по индикаторным кривым,построенных после обработки замеренных параметров, с увеличением производительности скважины, и возможностью осуществления прогнозной оценки состояния скважины для решения вопроса о целесообразности дальнейшей ее эксплуатации,проведения необходимых геолого-технических мероприятий направленных увеличение производительности скважины, в способе вывода на эффективный режим работы скважины, оборудованной глубинным насосом, по записи индикаторной кривой, при Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений,в частности к способу гидродинамических исследований в скважине,оборудованной глубинной насосной установкой, и может быть использовано для определения параметров пласта,пластового и забойного давлений, изменения условий проводимости пласта (проницаемость,пьезопроводимость, гидропроводимость), состояния призабойной зоны скважины,а так же продуктивность скважины при различных забойных давлениях. Известен способ гидродинамических и промыслово-технологических исследований скважин при помощи струйного насоса, который является широко информативным, за счет спуска на забой глубинного манометра, что позволяет определять параметры пластаметодом установившихся отборов (запись индикаторной кривой),определение параметров пласта,пластового и забойного давлений и изменения условий проводимости пласта при различных забойных давлениях. (Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти, М., Нефть и газ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003 г., гл.3.4.2, с.121) Указанный вид исследований является достаточно информативным для получения полных и объективных сведений по состоянию скважины,но он также является очень затратным по трудоемкости,времени осуществления и вложенным финансовым средствам производится остановка и глушение скважины,подъем оборудования, доставка струйного насоса на забой скважины, освоение скважины, неоднократный вывод на режим, замеры параметров, проведение индикаторного исследования, глушение скважины,подъем струйного насоса, спуск глубинной насосной установки, освоение скважины, вывод ее на рабочий режим. Он занимает до 10, а иногда и более дней, а так же потере производительности скважины из-за многократного ее глушения. Известен способ Способ гидродинамических исследований в скважине,оборудованной установкой электроцентробежного насоса с частотно-регулируемым приводом, выполненным на мобильном транспортном средстве, включает 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. 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 2 пересечения с которой показывает значение забойного давления, выше которого движение пластовой жидкости в скважину не происходит(Патент 2370635, МПК Е 21 В 43/00 , Е 21 В 47/00,опубликовано 20.10.2009). Данное изобретение по сравнению с предыдущим позволяет сократить затраты на проведение гидродинамических исследований в скважине только за счет размещения установки частотного регулятора на мобильном транспортном средстве. Способ направлен на определение оптимального режима работы установки электроцентробежного насоса, а не на получение параметров пласта и призабойной зоны, и не преследует цели оптимизировать работу системы пласт-скважина-насос Известен способ вывода на эффективный режим работы системы пласт-скважина-насос с помощью индикаторной диаграммы, взятый за прототип,(Патент 2283425, МПК Е 21 В 43/12, публ. 10.09.2006), без остановки скважины, в котором исследуют системы пласт-скважина-насос с помощью индикаторной диаграммы, а затем по полученным данным выводят работу скважины на оптимальный режим. Способ заключается в определении коэффициента продуктивности пласта с помощью индикаторной диаграммы, построенной по дебиту добываемой жидкости. Согласно изобретению при дебите воды в продукции скважины выше 20 используют индикаторную диаграмму по жидкости и одновременно индикаторную диаграмму по нефти. С помощью частотно-регулируемого привода изменяют режим работы системы пласт - скважина - насос в сторону увеличения или уменьшения депрессии в скважине. Определяют дебиты по жидкости, нефти и характер изменения этих параметров. За эффективный режим работы системы пласт - скважина - насос принимают такой режим,при котором обеспечивают устойчивость работы этой системы по дебиту нефти. Данный способ направлен на определение оптимального режима работы установки электроцентробежного насоса, но не направлен на получение параметров пласта и призабойной зоны, и не преследует цели оптимизировать работу системы пласт-скважина-насос. Параметры пласта принимают за неизменяемую величину, хотя известно, что эти параметры постоянно изменяются по многим причинам. Полученной данным способом информации недостаточно для оценки состояния скважины и принятия прогнозных решений о целесообразности ее эксплуатации, проведении геологотехнических мероприятий,и выбора оптимального оборудования для увеличения межремонтного периода работы скважины, и оптимезации системы пласт-скважина-насос. Техническим результатом предлагаемого способа является получение максимальной информации от проведения гидродинамических исследований в скважины оборудованной глубинной насосной установкой, таких как определение параметров пласта,пластового давления и изменения условий проводимости призабойной зоны при различных забойных давлениях, (т.е. таких, какие получают при исследовании скважины с остановкой работы скважины), но без остановки работы глубинного насоса. Это позволит вывести систему пластскважина-насос на оптимальный, эффективный режим работы по кривым изменения уровня жидкости в затрубном пространстве, давления,дебита жидкости, построенных после обработки замеренных параметров,с увеличением производительности скважины, и возможностью осуществления прогнозной оценки состояния скважины для решения вопроса о целесообразности дальнейшей ее эксплуатации,проведения необходимых геолого-технических мероприятий направленных увеличение производительности скважины, без затрат на остановку работы скважины, глушения и подземный ремонт (ПРС). Технический результат достигается за счет того,что в способе вывода на эффективный режим работы скважины, оборудованной глубинным насосом, по записи индикаторной кривой, при исследовании скважины производят исследования по определению работоспособности глубинного насоса (динамометрирование), после изменения режима его работы, замеряют устьевые параметры,такие как динамический уровень в затрубном пространстве, давление в затрубном и буферном пространстве, дебит добываемой продукции, строят диаграммы кривой изменения уровня КИУ, кривой изменения затрубного давления КИЗД, кривой изменения буферного давления КИБД, кривой изменения дебита КИД, которые обрабатывают путем аппроксимации и интерпретации программными комплексами,имеющие возможность обрабатывать переходные режимы работы системы пласт-скважина-насос и учитывающих течения флюида к скважине,а по полученным результатам обработки относящимся к гидродинамическим параметрам пласта и призабойной зоны скважины, производят расчет и подбор оптимальных режимов работы системы пласт-скважина-насос. При этом изменение режима работы насоса производят путем изменения длинны хода станка качалки, частотой качаний(оборотами двигателя станка качалки), или частотой вращения электродвигателя в соответствии от используемого глубинного насоса. В качестве программных комплексов, имеющих возможность обрабатывать переходные режимы работы системы пласт-скважина-насос и, учитывающих течения флюида к скважине, используют известные комплексы, например, типаи . Неоднократное изменение режима работы системы при исследовании производят не менее трех раз. Все указанные существенные отличительные признаки направлены на достижение технического результата предлагаемого способа, а именно гидродинамические исследования скважины,оборудованной глубинной насосной установкой в полном объеме производят без остановки скважины,в отличие от приведенных аналогов, (исключается необходимость проведения работ по глушению скважины извлечению глубинно насосного оборудования, освоению после ремонта, потери по добыче углеводородов связанные с простоем скважины), а в отличие от прототипа - получают более широкую информацию, позволяющую не только вывести систему пласт-скважина-насос на эффективный режим работы, но и провести прогнозную оценку состояния скважины и определить возможность ее дальнейшей эксплуатации,проведение необходимых геологотехнологических мероприятий, и подбор оптимального оборудования. На фиг.1 изображена диаграмма изменения давления фиг.1, на фиг.2 - диаграмма, являющаяся интерпретацией диаграммы изменения давления. Суть предлагаемого способа заключается в том,что гидродинамические исследования в скважине,оборудованной установкой глубинного насоса проводят изменением режима работы насоса путем изменения длинны хода станка качалки либо оборотами двигателя, либо изменения частоты работы двигателя, замеряют устьевые параметры,такие как динамический уровень в затрубном пространстве (приборами типа СУДОС-автомат,МИКОН-811, ГЕОСТАР, Эхометр), давление в затрубном и буферном пространстве (приборами типа УМТ, ГАМТ, МТУ), дебит добываемой продукции (установками типа АГЗУ, АСМА-Т,УЗМТ), определение работоспособности насоса(динамометрирование) (приборами типа СИДОСавтомат, МИКОН 101, ГЕОСТАР), строят несколько диаграмм (кривую изменения уровня КИУ, кривую изменения затрубного давления КИЗД, кривую изменения буферного давления КИБД, кривую изменения дебита КИД). Данные кривые пересчитывают, аппроксимируют и интерпретируют в современных программных комплексах, имеющие возможность обрабатывать переходные режимы работы системы пласт-скважина-насос и учитывающих течения флюида к скважине (типаи ). Изменение режима работы насосного оборудования при исследовании проводится как минимум 3 раза, затем по полученным результатам параметров пласта,призабойной зоны, и параметров лифта скважины,определяют необходимость и направленность геолого-технических мероприятий(ГТМ),отвечающих за ликвидацию негативных явлений влияющих на систему пласт-скважина-насос,расчет и подбор оптимальной работы системы после проведения ГТМ. Предлагаемый способ осуществляют следующим образом. Индикаторная кривая снимается с целью определения коэффициента продуктивности скважины, гидродинамических параметров пласта и призабойной зоны скважины. Перед началом записи ИК необходимо произвести диагностическое исследование насосного оборудования, измерение скорости звука в затрубном пространстве скважины. Исследования на установившихся режимах (не менее 3) производятся с различными длинами хода 3 полированного штока (д), либо с различным числом качаний (кач), либо с различной частотой работы электродвигателя с отработкой на каждом режиме до полного его восстановления. В процессе исследования производятся инструментальные замеры- дебита жидкости,- буферного давления,- затрубное давление,- динамического уровня. Запись ИК проводится на работающей скважине преимущественно с наименьшей длиной хода (д) или количества качаний (кач), или наименьшей частоты работы электродвигателя, либо с фактической (режимной) д, кач или частоты работы электродвигателя. При этом используют следующие приборы и оборудование- для замеров устьевых давлений и температур применяются электронный устьевой манометр типа УМТ, ГАМТ, МТУ- для замера динамического уровня и затрубного давления применяется автоматический уровнемер типа СУДОС-Автомат., Геостар 811, Эхометр- для снятия динамограмм применяется межтраверсный автоматический динамограф типа СИДДОС-Автомат, ДПИ, Геостар- замер дебита производится на стационарной замерной установке, либо с применением специализированных передвижных замерных установок типа АГЗУ, АСМА-Т, УЗМТ. Проведения измерений проводится следующим образом- производят проверку работоспособности вентилей на линии, буфере и технологическом отводе (затрубе) и устьевой арматуры- ставят скважину на суточный замер по дебиту- перед началом исследования на каждом из режимов работы скважины проверяют работоспособность насоса, для чего производят запись динамограммы и оценивают величину утечек в насосе (тест клапанов)- производят монтаж электронного манометра на вентиль буфера. Перед монтажом электронного манометра запускают его в работу и в течение 5-7 минут произвести замер атмосферного давления- открывают на короткое время (1-2 сек) задвижку на технологическом отводе (затрубе) для его продувки (очистки)- производят в ручном режиме контрольный замер динамического уровня, не менее 3-х раз с сохранением графиков.- при работе скважины в стабильном режиме с фактической, (режимной) д, кач или частоты работы электродвигателя, производят запись динамограммы с тестом клапанов отбор устьевой пробы на плотность, вязкость, обводненность замеры 3-х дебитов с интервалом в 1 час и замер 3-х уровней с интервалом в 1 час.- изменяют фактические (режимные) д, кач или частоты работы электродвигателя,установленные на скважине, на большие и запустить скважину в работу. 4- настраивают уровнемер в автоматическом режиме и регистрируют динамический уровень и затрубное давлениепервые 3 часа с дискретностью 5 минутпоследующее время каждые 15 минут.после стабилизации (восстановления) режима работы скважины производятзапись динамограммы с тестом клапановотбор устьевой пробы на плотность, вязкость,обводненность.замеры 3-х дебитов с интервалом в 1 час.замер 3-х уровней с интервалом в 1 час.- стабилизация режима работы скважины определяют по устьевому давлению, замеру дебита,уровня жидкости- все замеры должны совпадать во времени После окончания записи ИК запускают скважину в работу с фактической (режимной) д, кач - или частотой работы электродвигателя, и производят демонтаж электронного манометра и уровнемера. Полученные результаты обрабатываются следующим образом.- Производится пересчет данных кривой изменения уровня в забойные давления(программные комплексы типа Автотехнолог,). Интерпретируются результаты динамометрирования (программные комплексы типа Архат, Тест ШГНУ).- Производится аналитическая обработка и аппроксимация полученных графиков- Производится расчет параметров пласта и призабойной зоны скважины- Принимается решение о дальнейшей эксплуатации скважины. Пример конкретного применения. Скв.1244 До проведения исследования скважина работала в установившемся режиме с дебитом 12 м 3/сут по жидкости и 3 т/сут по нефти при забойном давлении 247 атм. Проведение исследования методом КВУ не представлялось возможным из-за высокого содержания в продукции скважины асфальтасмолисто-парафиновых включений(АСПВ) температура застывания которых составляла 33 С,любая длительная остановка приводила к забиванию лифта НКТ и потери данных исследования. Исследования можно было проводить только при ремонтных работах с подъемом оборудования,наработка на отказ по данной скважине составляла 533 суток. В течение 6 месяцев дебит упал до 6 м 3/сут и 1,3 т/сут по нефти. Было принято решение провести экспериментальные исследования представляемым методом. При исследовании получили диаграмму изменения давления фиг.1 после чего была проведена интерпретация фиг.2 и получены следующие результаты при увеличении депрессии в скважине ваше 7,6 атм в работу включается нижележащий горизонт,при увеличении депрессии происходит уменьшение скин фактора, то есть происходит самоочистка призабойной зоны пласта от АСПВ и механических примесей, при уменьшении депрессии начинается выпадение АСПВ в призабойной зоне, так как температура пласта составляет 33 С. После проведения мероприятий по полученным данным исследования дебит скважины увеличился до 32 м 3/сут, дебит нефти до 21 т/сут, в связи с тем,что ниже лежащий горизонт не обводнен. Проведение данных исследований позволило определить причину падения добычи нефти, и увеличить добычу углеводородов по данной скважине в 15,5 раз. Расчет радиальной проницаемости, расчета скин фактора, расчета радиуса зоны дренирования, расчета расстояния до линейной границы производится по известным формулам Радиальная проницаемость Логарифмический график (-) Радиальная проницаемость, , определяется по линии нулевого наклона ( (угла)0) как где о - вязкость нефти в поверхностных условиях,Во - объемный коэффициент нефти, - мощность пласта, р есть вертикальная позиция линии (по оси).Для графиков с давлением, нормализованным по дебиту, на у-оси установим 1.0. Уравнение для расчета скин фактора где- пластовое давление,- текущее давление по кривой для участка радиальног потока,изменение времени отдо ,- упругоемкость пласта (пористость умноженная на общую сжимаемость), о - вязкость нефти в поверхностных условиях,- общая сжимаемость,- радиус скважины.1.1513/ 2,/ 2 - значение отсекаемое на осикасательной для участка радиального течения. Уравнение расчета радиуса зоны дренирования где- упругоемкость пласта (пористость,умноженная на общую сжимаемость),- вязкость нефти,- общая сжимаемость, внутр проницаемость ближней зоны,- врем пересечения касательных внешнего и внутреннего радиальных потоков, М - отношении подвижностей флюида внутренней/внешней зон,- отношение упругоемкостей внешней/внутренней зон. Уравнение для расчета длины крыла трещины- полудлина трещины, где пв - дебит на поверхности перед закрытием скважины, - объемный коэффициент нефти, 0 - вязкость нефти в поверхностных условиях,к - проницаемость,- упругоемкость пласта(пористость, умноженная на общую сжимаемость), - общая сжимаемость,- мощность пласта,тангенс угла наклона касательной к участку линейного течения в координатах квадратного корня от времени. Уравнение для расчета расстояния до линейной границы где- упругоемкость пласта (пористость,умноженная на общую сжимаемость),- вязкость нефти,- общая сжимаемость, внутр проницаемость ближней зоны,- время пересечения касательных внешнего и внутреннего радиальных потоков, М - отношение подвижностей флюида внутренней/внешней зон,- отношение упругоемкостей внешней/внутренней зон. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ вывода на эффективный режим работы скважины, оборудованной глубинным насосом, по записи индикаторной кривой, при котором производят исследование скважины,заключающийся в определении продуктивности пласта по дебиту добываемой жидкости, построение индикаторных диаграмм по нефти и воде, при неоднократном изменении режима работы системы пласт-скважина-насос,определяют по индикаторным диаграммам характер соответствующего изменения, а за эффективный режим работы принимают такой режим, при котором обеспечивают устойчивость работы этой системы по дебиту нефти, отличающийся тем, что при исследовании скважины производят исследования по определению работоспособности глубинного насоса (динамометрирование), после изменения режима его работы, замеряют устьевые параметры, такие как динамический уровень в затрубном пространстве, давление в затрубном и буферном пространстве,дебит добываемой продукции, строят диаграммы кривой изменения уровня КИУ, кривой изменения кривой затрубного давления КИЗД, кривой изменения буферного давления КИБД, изменения дебита ИД, которые обрабатывают путем аппроксимации и интерпретации программными комплексами,имеющие возможность обрабатывать переходные режимы работы системы пласт-скважина-насос и учитывающих течения флюида к скважине, а по полученным результатам обработки относящимся к гидродинамическим параметрам пласта и призабойной зоны скважины, производят по известным формулам расчет и подбор оптимальных режимов работы системы пласт-скважина-насос. 5 2. Способ по п.1, отличаюшийся тем, что изменение режима работы насоса производят путем изменения длины хода станка качалки, частотой качаний (оборотами двигателя станка качалки), или частотой вращения электродвигателя в соответствии от используемого глубинного насоса. 3. Способ по п.1, отличаюшийся тем, что в качестве программных комплексов, имеющих возможность обрабатывать переходные режимы работы системы пласт-скважина-насос и,учитывающих течения флюида к скважине,используют комплексы типаи . 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что не однократное изменение режима работы системы при исследовании производят не менее трех раз.