RU2066736C1

RU2066736C1 - Method for operation of oil wells

Info

Publication number: RU2066736C1
Authority: RU
Inventors: С.Д. Цейтлин; А.С. Кашик
Original assignee: Цейтлин Семен Давидович
Priority date: 1992-05-27
Filing date: 1992-05-27
Publication date: 1996-09-20

Abstract

FIELD: oil producing industry. SUBSTANCE: method for operation of oil wells includes withdrawal of fluid from well by pump up to bottom hole pressure below the formation pressure. For this purpose, pump capacity is varied to attain the steady-state conditions. In so doing, distance from well bottom hole to the line of degassing is measured up to the moment of reaching by the degassing line the position corresponding to the pump steady-state conditions. This distance is maintained constant for the entire time of formation development by regulating the pump capacity. EFFECT: higher efficiency.

Description

Предполагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений. The alleged invention relates to the oil industry and can be used in the development of oil fields.

Известен способ автоматического управления пластом при периодической откачке [1, c. 328] Способ включает отбор жидкости из скважины насосом до достижения забойного давления ниже пластового путем периодического изменения производительности насоса до достижения стационарного режима. Это осуществляется с помощью датчика давления, установленного на забое скважины. A known method of automatic reservoir control during periodic pumping [1, p. 328] the Method includes the selection of fluid from the well by the pump to achieve bottomhole pressure below the reservoir by periodically changing the pump performance to achieve a stationary mode. This is done using a pressure sensor installed on the bottom of the well.

Использование этого способа целесообразно тогда, когда пласт малопродуктивный. К недостаткам этого способа следует отнести: 1) нестационарный ступенчатый режим работы пласта позволяет получить объем жидкости меньше объема, соответствующего стационарному оптимальному режиму; 2) изменение нагрузки насоса приводит к его более быстрому износу; 3) режим такой работы не исключает возможность разгазирования нефти в пласте; 4) т.к. датчик следит лишь за давлением (уровнем) в скважине, он не скорректирует свой настройку в случае изменения состава пластового флюида. Например, изменение газосодержания из-за увеличения обводненности флюида. Все это приводит к снижению нефтеотдачи пласта. The use of this method is advisable when the formation is unproductive. The disadvantages of this method include: 1) non-stationary stepwise mode of formation allows you to get a fluid volume less than the volume corresponding to a stationary optimal mode; 2) a change in the load of the pump leads to its faster wear; 3) the mode of such work does not exclude the possibility of oil degassing in the reservoir; 4) since the sensor monitors only the pressure (level) in the well, it will not adjust its setting in case of changes in the composition of the reservoir fluid. For example, a change in gas content due to increased water cut in a fluid. All this leads to a decrease in oil recovery.

Известен способ эксплуатации нефтяных насосных скважин [2, c.320] использующий глубинный манометр, спускаемый на кабеле. Этот способ позволяет настраивать скважину на оптимальный режим, путем подбора значения производительности насоса, позволяющего установить минимально допустимое забойное давление, которое выше давления насыщения, т.е. выше давления разгазирования нефти. К недостаткам этого способа следует отнести:
1. Необходимость знания точного значения давления насыщения при данных термобарических условиях для попутного газа данного состава.There is a method of operating oil pumping wells [2, p. 320] using a depth gauge, lowered on a cable. This method allows you to adjust the well to the optimal mode, by selecting the pump performance value, which allows you to set the minimum allowable bottomhole pressure, which is higher than the saturation pressure, i.e. higher oil degassing pressure. The disadvantages of this method include:
1. The need to know the exact value of the saturation pressure under given thermobaric conditions for associated gas of this composition.

2. Необходимость периодического повторения настройки оптимального режима скважины, которое обычно проводится по прошествии нескольких месяцев. 2. The need to periodically repeat the setup of the optimal well mode, which is usually carried out after a few months.

3. Возможность значительного отклонения режима работы скважины от оптимального, при изменении параметров пласта между двумя очередными исследованиями скважин, и, следовательно, снижения суммарного объема отбора нефти. 3. The possibility of a significant deviation of the operating mode of the well from the optimal, when changing the parameters of the reservoir between two subsequent studies of the wells, and, therefore, reduce the total volume of oil withdrawal.

4. Потери энергии, т.к. интенсивность работы насоса не увязана с динамикой пласта. 4. Loss of energy, because the intensity of the pump is not linked to the dynamics of the reservoir.

5. Отсутствие непрерывной информации о состоянии пласта, получаемой о всех скважинах. 5. Lack of continuous reservoir status information from all wells.

6. Необходимость периодической остановки скважины для проведения ее исследования и настройки на оптимальный режим. 6. The need for periodic shutdown of the well to conduct its research and tuning to the optimal mode.

Решением задачи является повышение нефтеотдачи пласта. The solution to the problem is to increase oil recovery.

Для решения поставленной задачи в способе эксплуатации нефтяной скважины, включающем отбор жидкости из скважины до достижения забойного давления ниже пластового путем периодического изменения производительности насоса до достижения стационарного режима, в процессе изменения производительности насоса измеряют расстояние от забоя скважины до линии разгазирования до момента достижения линией разгазирования положения, соответствующего стационарному режиму, и поддерживают это расстояние постоянным в течение всего времени разработки путем регулирования производительностью насоса. To solve the problem in a method of operating an oil well, which includes taking fluid from a well until bottomhole pressure is reached below the reservoir by periodically changing pump performance until stationary conditions are achieved, in the process of changing pump performance, measure the distance from the bottom of the well to the degassing line until the degassing line reaches the position corresponding to the stationary mode, and keep this distance constant throughout the entire development time by regulating the performance of the pump.

Известно, что оптимальный режим нефтяной скважины определяется подбором такого значения забойного давления, что пласт отдает при этом максимальный объем жидкости, но в тоже время разгазирование нефти в пласте не происходит. It is known that the optimal mode of an oil well is determined by the selection of such a value of the bottomhole pressure that the reservoir gives up the maximum volume of fluid, but at the same time, the gas does not degrade in the reservoir.

Действительно, если не выполнять условие того, что давление в призабойной зоне выше давления насыщения, то возможное разгазирование в пласте приводит к резкому снижению фазовой проницаемости и объема выходящей из него жидкости. С другой стороны, если устанавливать в скважине такое давление, что разгазирование нефти будет происходить далеко от забоя, то это приведет к заметному снижению объема фильтруемой из пласта жидкости, т.к. снизится величина депрессии на пласт. Для оптимальной работы пласта устанавливают в скважине такое давление, чтобы линия разгазирования находилась бы в нескольких метрах от верхней границы пласта. В действительности, очень близким к реально оптимальному режиму отбора было бы условие нахождения линии разгазирования в 30-50 метрах от верхней границы пласта. Следует отметить, что т. к. параметры пласта и флюида меняются в процессе разработки, линия разгазирования перемещается вдоль скважины. Это приводит к необходимости проведения периодических исследований и перенастройке скважины. Затруднительно также точно определить значение давления насыщения для попутного газа сложного состава в термобарических условиях скважины, которое обычно определяется с помощью лабораторных исследований и расчетов. Все эти недостатки исключает предлагаемый способ, осуществляющий непрерывное слежение за положением линии разгазирования и не требующего знания давления насыщения. Indeed, if the condition that the pressure in the bottom-hole zone is higher than the saturation pressure is not fulfilled, then possible degassing in the formation leads to a sharp decrease in the phase permeability and the volume of the fluid emerging from it. On the other hand, if you set such a pressure in the well that oil degassing will occur far from the bottom, then this will lead to a noticeable decrease in the volume of fluid filtered from the reservoir, because the amount of depression per layer will decrease. For optimal formation operation, a pressure is set in the well so that the degassing line is a few meters from the upper boundary of the formation. In fact, a very close to a really optimal selection regime would be the condition for the degassing line to be 30-50 meters from the upper boundary of the formation. It should be noted that since the parameters of the reservoir and fluid change during development, the degassing line moves along the well. This leads to the need for periodic research and reconfiguration of the well. It is also difficult to accurately determine the value of the saturation pressure for associated gas of complex composition in the thermobaric conditions of the well, which is usually determined using laboratory research and calculations. All these disadvantages are eliminated by the proposed method, which continuously monitors the position of the degassing line and does not require knowledge of the saturation pressure.

Существующие в настоящее время гидролокаторы, широко используемые в работах на море, позволяют находить отражающие границы инородных предметов, отстоящих на расстоянии нескольких сот метров. С другой стороны известно, что при достижении в скважине давления, меньшего давления насыщения, попутный газ начинает быстро выделяться в канале скважины выше линии разгазирования. Причем, т. к. гидростатическое давление вверх по скважине продолжает падать, количество газовых пузырьков и их размеры увеличиваются, создавая границу среды с большим коэффициентом отражения. Если расположить на забое скважины гидролокатор, позволяющий измерять расстояние от забоя до линии разгазирования, которая может первоначально отстоять от него на несколько сот метров, и в зависимости от этого расстояния менять производительность насоса до тех пор, пока линия разгазирования не будет отстоять от верхней границы пласта в 30-50 метров, можно установить оптимальный режим отбора жидкости. Поддерживая с помощью следящей системы величину этого расстояния в течение всего времени разработки пласта постоянной, можно обеспечить максимальный отбор жидкости из разрабатываемого пласта. Действительно, если проницаемость пласта или пластовое давление начнут падать, уровень в скважине и забойное давление начнут уменьшаться. При этом линия разгазирования начнет смещаться вниз по скважине и гидролокатор подаст сигнал, снижающий производительность насоса с тем, чтобы линия разгазирования опять поднялась до прежнего уровня, и наоборот повышение проницаемости или пластового давления приведут к увеличению интенсивности работы насоса до тех пор, пока уровень разгазирования не займет прежнего места. Currently existing sonars, widely used in work at sea, allow you to find the reflecting boundaries of foreign objects spaced at a distance of several hundred meters. On the other hand, it is known that when the pressure in the well reaches a lower saturation pressure, associated gas begins to be rapidly released in the well channel above the degassing line. Moreover, since the hydrostatic pressure upstream of the well continues to fall, the number of gas bubbles and their sizes increase, creating a medium boundary with a high reflection coefficient. If you place a sonar on the bottom of the well, which allows you to measure the distance from the bottom to the degassing line, which can initially be several hundred meters away, and depending on this distance, change the pump performance until the degassing line is separated from the upper boundary of the formation 30-50 meters, you can set the optimal mode of fluid withdrawal. By maintaining the value of this distance with the help of a tracking system during the whole time of the formation development, it is possible to ensure maximum fluid withdrawal from the developed formation. Indeed, if the permeability of the formation or reservoir pressure begins to fall, the level in the well and the bottomhole pressure will begin to decrease. In this case, the degassing line will begin to move down the well and the sonar will give a signal that reduces the pump performance so that the degassing line again rises to the previous level, and vice versa, an increase in permeability or reservoir pressure will increase the intensity of the pump until the degassing level will take its former place.

Такая система регулирования обеспечивает непрерывное поддерживание оптимального режима отбора жидкости из скважины, обеспечивая при этом максимальный ее отбор. Предельными являются случаи, когда насос полностью останавливается, либо, когда насос развивает максимально допустимую мощность. В первом случае возможно необходима обработка призабойной зоны (кислотная обработка, гидроразрыв), во втором установка более мощного насоса или подключения второго насоса. Such a control system ensures the continuous maintenance of the optimal mode of fluid withdrawal from the well, while ensuring its maximum selection. Extreme cases are when the pump stops completely, or when the pump develops the maximum allowable power. In the first case, it is necessary to treat the bottom-hole zone (acid treatment, hydraulic fracturing), in the second install a more powerful pump or connect a second pump.

Если информацию об интенсивности работы насосов всего месторождения, вместе с другой дополнительной информацией (например, значениями обводненности и газированности нефти) передать в технологический центр управления, то можно рассматривать это, как систему, позволяющую осуществить мониторинг всего месторождения, т.е. непрерывно следить за динамикой разработки месторождения и, изменяя тем нагнетания, управлять отбором нефти на всем месторождении. If the information on the intensity of the pumps of the entire field, together with other additional information (for example, the values of water cut and carbonated oil) is transferred to the control center, then this can be considered as a system that allows monitoring the entire field, i.e. continuously monitor the dynamics of field development and, by changing the injection rate, control the selection of oil throughout the field.

Отметим также, что, т.к. насосы при этом будут работать с максимальным к. п.д. т.е. интенсивность их работы будет определяться возможностями пласта отдавать максимальное количество жидкости, то такая система должна обеспечить минимальные затраты энергии при добыче. We also note that, since the pumps will work with maximum efficiency those. the intensity of their work will be determined by the ability of the reservoir to give the maximum amount of fluid, then such a system should ensure minimal energy consumption during production.

Для реализации способа необходимо осуществить следующую последовательность операций, В остановленной скважине устанавливают гидролокатор, телеметрически связанный с системой регулирования производительностью насоса. Включают насос и начинают менять его производительность, увеличивая ее ступенчато каждые пять часов. После того, как гидролокатор зафиксирует положение линии разгазирования, соответствующий некоторому стационарному режиме (когда уровень в скважине и величина темпа отбора не меняются со временем), включают следящую систему, регулирующую производительность насосов, задавшись предварительно значением безопасного расстояния от линии разгазирования до верхней границы пласта (обычно 30-50 м). Передают величины, характеризующие темп работы насосов в управляющий центр и, если необходимо, корректируют работу нагнетательных скважин с тем, чтобы повысить пластовое давление в скважинах с пониженным дебитом и снизить пластовое давление в скважинах с высоким содержанием воды. To implement the method, it is necessary to carry out the following sequence of operations. In a stopped well, a sonar is installed that is telemetrically connected to a pump performance control system. They turn on the pump and begin to change its productivity, increasing it stepwise every five hours. After the sonar fixes the position of the degassing line corresponding to a certain stationary mode (when the level in the well and the rate of sampling do not change with time), a tracking system that regulates the performance of the pumps is turned on, having previously set the safe distance from the degassing line to the upper boundary of the reservoir ( usually 30-50 m). Values characterizing the rate of operation of the pumps are transferred to the control center and, if necessary, they adjust the operation of injection wells in order to increase reservoir pressure in wells with reduced flow rate and reduce reservoir pressure in wells with a high water content.

В качестве примера рассмотрим решения, получаемые с помощью математической модели системы штанговый насос скважина пласт. Насос может менять производительность за счет числа ходов поршня, длины штока и площади сечения поршня. В скважину глубиной 2500 м спущен на глубину 1500 м насос с диаметром поршня 44 мм и ходом штока L=2.6 м. Пластовое давление Р_пл 10,2 мПа, давление разгазирования Р_нас 9,2 мПа; обводненность β 0,2; проницаемость пласта К_р 20 мД; мощность h 10 м; газовое число Г 100 м³/м³; вязкость дегазированной нефти m_н _н 2 сп.As an example, consider the solutions obtained using a mathematical model of a sucker rod pump system. The pump can change performance due to the number of piston strokes, rod length and piston cross-sectional area. A pump with a piston diameter of 44 mm and a rod stroke of L = 2.6 m was launched into a well with a depth of 2500 m, depth of 1500 m. Formation pressure Р _pl 10.2 mPa, degassing pressure P _us 9.2 mPa; water content β 0.2; the permeability of the reservoir K _r 20 MD; power h 10 m; gas number G 100 m ³ / m ³ ; the viscosity of degassed oil m _n _n 2 sp.

Как показало моделирование при темпе работы насоса 5 об/мин системы выходит на режим, когда Р_заб 9,9 мПа, Q_ж 16 т/сут. Уровень линии разгазирования 140 м от забоя. Устанавливает в системе регулирования значение расстояния линии разгазирования 50 м от верхней границы пласта (60 м от забоя). Модель системы регулирования находит стационарный режим системы, при этом интенсивность работы насоса ≈ 7,6 об/мин, Р_заб 9,5 мПа, Q_ж 25,2 т/сут. Некоторая нелинейность между этими режимами объясняется увеличением объема захватываемого цилиндром насоса в точке забора газа, снижением плотности трехфазной жидкости флюида и т.п. Обычно за оптимальный режим выбирают забойное давление равное Р_нас + 0,1 Р_нас, т.е. режим, выбранный первоначально. Благодаря выбору режима более близкого к оптимальному и поддержания этого режима аппаратурно получается выигрыш в Q_ж 9,2 т/сут. В действительности выигрыш будет больше, т.к. предлагаемый способ непрерывно корректирует режим работы системы.As the simulation showed, at a pump speed of 5 rpm, the system enters a mode when P _{zab is} 9.9 mPa, Q _and 16 t / day. The level of the degassing line is 140 m from the bottom. In the control system, sets the distance of the degassing line to 50 m from the upper boundary of the formation (60 m from the bottom). The model of the control system finds the stationary mode of the system, while the pump intensity is ≈ 7.6 rpm, P _zab 9.5 MPa, Q _and 25.2 t / day. Some nonlinearity between these modes is explained by an increase in the volume of the pump captured by the cylinder at the gas intake point, a decrease in the density of a three-phase fluid, etc. Usually, the bottomhole pressure equal to P _us + 0.1 P _us , i.e. mode selected initially. By selecting a mode close to the optimal mode and maintain this gain in hardware is obtained Q _x 9.2 m / day. In fact, the gain will be greater, because the proposed method continuously adjusts the mode of operation of the system.

Экономический эффект при реализации способа создается за счет увеличения выхода продукции скважин, оборудованных погруженными насосами со следящими системами, что связано с непрерывной настройкой скважины на оптимальный режим. При этом уменьшается энергетические затраты на добычу, т.к. насосы работают с интенсивностью, с возможностью пласта. Полученная информация о состоянии продуктивных пластов может быть использована для проведения мониторинга и управления работы нагнетательных скважин. The economic effect during the implementation of the method is created by increasing the yield of wells equipped with submerged pumps with tracking systems, which is associated with the continuous adjustment of the well to the optimum mode. At the same time, energy costs for production are reduced, because pumps work with intensity, with the possibility of formation. The obtained information on the state of productive formations can be used to monitor and control the operation of injection wells.

Claims

A method of operating oil wells, including pumping liquid from a well to reach bottomhole pressure below the reservoir by periodically changing pump performance to steady state, characterized in that in the process of changing pump performance, the distance from the bottom of the well to the degassing line is measured until the degassing line reaches position corresponding to the stationary mode, and maintain this distance constant throughout the entire development of the reservoir by controlling the pump capacity.