RU2193648C2

RU2193648C2 - Method of periodic operation of marginal wells by deep-well pumping unit

Info

Publication number: RU2193648C2
Application number: RU2001100724A
Authority: RU
Inventors: В.А. Сахаров; А.А. Миних
Original assignee: Российский государственный университет нефти и газа им. И.М.Губкина
Priority date: 2001-01-09
Filing date: 2001-01-09
Publication date: 2002-11-27

Abstract

FIELD: oil production from marginal wells. SUBSTANCE: method includes alternating of fluid accumulation cycle and fluid pumping out of well provided with sump. According to the invention, minimum permissible bottom-hole pressure and annulus pressure corresponding to minimum permissible bottom-hole pressure are determined with consideration of value of permissible differential pressure on formation corresponding to maximum permissible well productivity and to conditions of formation preservation. During processes of accumulation and pumping out of fluid from well, annulus pressure is monitored. If its value rises in process of accumulation and drops in process of pumping out, gas is bled off from annulus, or gas is injected into annulus, respectively. This is effected for maintaining the annulus pressure at definite value and restoration in both cases of selected value of working differential pressure on formation. EFFECT: maximum productivity of well. 4 dwg, 1 ex

Description

Изобретение относится к области добычи нефти из малодебитных скважин путем откачки ее погружными глубинно-насосными установками. The invention relates to the field of oil production from low-yield wells by pumping it by submersible deep-pumping units.

Известен способ периодической эксплуатации скважин, заключающийся в периодической откачке жидкости насосом из скважины с последующим периодом накопления, при этом процессы накопления и откачки жидкости из продуктивного пласта осуществляются в условиях герметизации затрубного пространства (см. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. - М.: Недра, 1983, с.412-415). There is a method of periodic operation of wells, which consists in periodically pumping fluid from a well with a subsequent accumulation period, while the processes of accumulating and pumping fluid from a reservoir are carried out in a sealed annulus (see Schurov V.I. Technology and oil production technique .-- M .: Nedra, 1983, p. 414-415).

Недостатком способа является большая величина потерь нефти по сравнению с процессом непрерывной эксплуатации, поскольку среднеинтегральная депрессия на пласт при периодической эксплуатации всегда меньше депрессии при непрерывной эксплуатации при прочих равных условиях. Кроме того, дебит скважины колеблется в некоторых пределах, зависящих от депрессии на пласт, и не соответствует максимально возможному. The disadvantage of this method is the large amount of oil loss compared with the continuous operation, since the average integral depression on the reservoir during periodic operation is always less than the depression during continuous operation, all other things being equal. In addition, the flow rate of the well varies within certain limits, depending on the depression on the reservoir, and does not correspond to the maximum possible.

Из известных способов наиболее близким к предлагаемому по технической сути и достигаемому результату является способ периодической эксплуатации скважин, заключающийся в чередовании циклов откачки жидкости насосом из скважины с последующим периодом накопления, в течение которого скважина наполняется нефтью из пласта при остановленном насосе, причем предусматривается наличие зумпфа и сообщение затрубного пространства с атмосферой (см. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. /Под. ред. Ш.К.Гиматудинова. - М.: Недра, 1983, с. 199-200). Of the known methods, the closest to the proposed technical essence and the achieved result is a method of periodic operation of wells, which consists in alternating cycles of pumping fluid from the well with a pump followed by an accumulation period during which the well is filled with oil from the reservoir when the pump is stopped, and the presence of a sump and annulus communication with the atmosphere (see the Reference Guide for the Design of the Development and Operation of Oil Fields. oil / / Under the editorship of Sh.K. Gimatudinov. - M .: Nedra, 1983, p. 199-200).

Указанный способ обеспечивает достижение максимально возможного дебита при условии максимальной депрессии на пласт, являющегося результатом сообщения затрубного пространства с атмосферой. Однако этот способ эксплуатации, базирующийся фактически на работе при минимальном забойном давлении, имеет ограниченные возможности использования, что обусловлено конкретными геолого-техническими условиями эксплуатации разных скважин, в частности ограничивающими возможность поддержания максимальной депрессии на пласт, следствием чего может быть разрушение целостности пласта, изменение его коллекторских свойств, сопровождающихся выносом механических примесей с продукцией скважины. The specified method ensures the achievement of the maximum possible flow rate under the condition of maximum depression on the reservoir, which is the result of communication annular space with the atmosphere. However, this method of operation, which is actually based on work with a minimum bottom hole pressure, has limited possibilities of use, which is due to the specific geological and technical conditions of operation of different wells, in particular, limiting the ability to maintain maximum depression on the formation, which may result in destruction of the integrity of the formation, changing it reservoir properties, accompanied by the removal of mechanical impurities with well production.

Наличие механических примесей приводит к износу насосной установки, необходимости сепарации продукции от механических примесей и образованию песчаных пробок в скважине. The presence of mechanical impurities leads to wear of the pump unit, the need for separation of products from mechanical impurities and the formation of sand plugs in the well.

В основу настоящего изобретения положена задача создания способа периодической эксплуатации малодебитных скважин, обеспечивающего максимально допустимую производительность скважины, отвечающей ее геолого-техническому состоянию, и исключающего наступление вышеуказанных последствий за счет выбора заданной депрессии на пласт и поддержания ее на постоянном уровне в процессе эксплуатации. Поставленная задача достигается тем, что способе периодической эксплуатации малодебитных скважин глубинно-насосной установкой, заключающемся в чередовании циклов накопления жидкости и ее откачки из скважины, оборудованной зумпфом, согласно изобретению предварительно определяют величину рабочей депрессии на пласт, соответствующую максимально допустимой производительности скважины в процессах накопления и откачки жидкости из скважины контролируют величину забойного давления и при увеличении его значения в процессе накопления, а при уменьшении в процессе откачки соответственно стравливают газ из затрубного пространства или производят закачку газа в затрубное пространство до восстановления в обоих случаях величины выбранной рабочей депрессии на пласт. The basis of the present invention is the creation of a method for the periodic operation of low-production wells, providing the maximum allowable productivity of the well, corresponding to its geological and technical condition, and eliminating the onset of the above consequences by selecting a given depression on the formation and maintaining it at a constant level during operation. The problem is achieved by the fact that the method of periodic operation of low-yield wells with a downhole pump installation, which consists in alternating the cycles of fluid accumulation and its pumping out of a well equipped with a sump, according to the invention, the amount of working depression per formation is preliminarily determined that corresponds to the maximum allowable well productivity in the accumulation processes and pumping fluid from the well control the bottomhole pressure and with increasing its value in the process of accumulation, and p and decreases respectively during pumping gas vented from the annulus or produce gas injection into the annulus to restore in both cases the magnitude of the selected working pressure drawdown.

В дальнейшем изобретение поясняется конкретным примером и сопровождающими чертежами, на которых:
на фиг. 1 и 2 изображена принципиальная схема эксплуатации скважины соответственно в периоды накопления и откачки;
на фиг. 3 и 4 показан пример выполнения узла регулирования забойного давления.The invention is further illustrated by a specific example and the accompanying drawings, in which:
in FIG. 1 and 2 show a schematic diagram of the operation of the well, respectively, during the periods of accumulation and pumping;
in FIG. Figures 3 and 4 show an example of a bottomhole pressure control unit.

Под продуктивным пластом 1 оборудован зумпф 2, а в нижней части НКТ 3 установлен глубинный насос 4. Полость НКТ 3 сообщается с выкидной линией 5 на устье скважины 6. В верхней части затрубного пространства 7 на устье скважины 6, оборудованного узлом регулирования забойного давления 8 сообщающейся с полостью затрубного пространства 7, с газопроводом 9 и через патрубок 10 с выкидной линией 5. Узел регулирования забойного давления может быть выполнен в виде трехходового крана 1 и двух пневматических регуляторов давления, один "до себя" 2, другой "после себя" 3. Переключение трехходового крана производится одновременно с включением и выключением глубинного насоса, т. е. производится в действие одной и той же станцией управления (комплектной трансформаторной подстанцией). A sump 2 is equipped under the reservoir 1, and a downhole pump 4 is installed in the lower part of the tubing 3. The tubing 3 cavity communicates with a flow line 5 at the wellhead 6. In the upper part of the annular space 7 at the wellhead 6, equipped with a bottomhole pressure control unit 8 communicating with a cavity of the annulus 7, with a gas pipeline 9 and through a pipe 10 with a flow line 5. The downhole pressure control unit can be made in the form of a three-way valve 1 and two pneumatic pressure regulators, one "before itself" 2, the other after ebya "3. Switching three-way tap is performed simultaneously with the turning on and off a deep well pump, t. e. performed by one and the same control station (complete transformer substation).

При выключении глубинного насоса трехходовой кран ставится в положение, показанное на фиг. 3, т.е. сообщаются выкидная линия 4 и затрубное пространство 5. Давление в затрубном пространстве 5 поддерживается регулятором давления "после себя" 3, обеспечивая стравливание излишка газа при заполнении скважины жидкостью. При включении глубинного насоса трехходовой кран переключается в положение, показанное на фиг.4, т.е. сообщаются газопровод 6 и затрубное пространство 5. Давление в затрубном пространстве 5 поддерживается регулятором давления "до себя" 2, подачей через него газа при понижении давления вследствие откачки жидкости насосом. When the depth pump is turned off, the three-way valve is placed in the position shown in FIG. 3, i.e. the flow line 4 and the annulus 5 are communicated. The pressure in the annulus 5 is supported by a pressure regulator "after itself" 3, providing for the removal of excess gas when filling the well with liquid. When the depth pump is turned on, the three-way valve switches to the position shown in Fig. 4, i.e. the gas pipeline 6 and the annulus 5 are communicated. The pressure in the annulus 5 is maintained by the pressure regulator “to itself” 2, by supplying gas through it at a decrease in pressure due to pumping of the liquid by the pump.

Сущность способа заключается в следующем. The essence of the method is as follows.

Предварительно определяем минимально допустимое забойное давление. Это давление для каждой конкретной скважины выбирают с учетом конкретных геолого-технических условий, в частности ограничивающих возможность поддержания максимальной депрессии на пласт, следствием чего может быть разрушение целостности пласта, изменение его коллекторских свойств, сопровождающихся выносом механических примесей с продукцией скважины. Наличие механических примесей приводит к износу насосной установки, необходимости сепарации продукции от механических примесей и образованию песчаных пробок в скважине. Забойное давление по барометрической по формуле связано с затрубным давлением на устье

где

- относительная плотность газа; Н - глубина, м; Z - коэффициент сверхсжимаемости; Т - средняя температура по глубине скважины. Таким образом, определяют затрубное давление, соответствующее забойному. Регулируют устьевое оборудование на поддержание этого затрубного давления и начинают эксплуатацию, не опасаясь негативных вышеуказанных последствий. Цикл добычи делится на два периода: период накопления и период откачки.Pre-determine the minimum allowable bottomhole pressure. This pressure for each particular well is selected taking into account specific geological and technical conditions, in particular limiting the ability to maintain maximum depression on the formation, which may result in the destruction of the integrity of the formation, a change in its reservoir properties, accompanied by the removal of mechanical impurities with the production of the well. The presence of mechanical impurities leads to wear of the pump unit, the need for separation of products from mechanical impurities and the formation of sand plugs in the well. The bottomhole pressure according to the barometric formula is associated with the annular pressure at the mouth

Where

is the relative density of the gas; H - depth, m; Z is the coefficient of supercompressibility; T is the average temperature in the depth of the well. Thus, the annular pressure corresponding to the bottomhole pressure is determined. Regulate wellhead equipment to maintain this annular pressure and begin operation without fear of the negative consequences mentioned above. The production cycle is divided into two periods: the accumulation period and the pumping period.

Период накопления схематически изображен на фиг.1. Жидкость из пласта 1 поступает в зумпф 2, занимая объем затрубного пространства, вследствие этого давление в затрубном пространстве начинает повышаться. Чтобы этого не допустить, узел регулирования забойного давления 8 стравливает по патрубку 10 газ в выкидную линию 5, при этом давление в затрубном пространстве 7 остается постоянным и пласт 1 поэтому работает с постоянным дебитом. Как только уровень жидкости достигает определенного максимального положения, которое ниже перфорационных отверстий, начинается откачка, при этом стравливание газа заканчивается. The accumulation period is schematically depicted in figure 1. The fluid from the reservoir 1 enters the sump 2, occupying the volume of the annulus, as a result of which the pressure in the annulus begins to increase. In order to prevent this, the bottomhole pressure control unit 8 pushes gas through the pipe 10 into the flow line 5, while the pressure in the annulus 7 remains constant and the formation 1 therefore works with a constant flow rate. As soon as the liquid level reaches a certain maximum position, which is below the perforation holes, pumping starts, and the gas bleed ends.

Период откачки показан на фиг.2. Жидкость насосом 4 начинает откачиваться по колонне НКТ 3 в выкидную линию 5. При этом давление в затрубном пространстве 7 снижается. Для того чтобы поддержать забойное давление на заданном уровне, узел регулирования забойного давления 8 начинает пропускать газ из газопровода 9 в затрубное пространство 7, при этом давление в затрубном пространстве остается постоянным и пласт поэтому работает постоянно и равномерно и при откачке. Как только уровень жидкости достигает определенной минимальной отметки, насос 4 прекращает откачку, а узел 8 перекрывает газ из газопровода 9. После процесс переходит к первому этапу. The pumping period is shown in figure 2. The liquid pump 4 begins to be pumped out along the tubing string 3 into the flow line 5. In this case, the pressure in the annulus 7 decreases. In order to maintain bottomhole pressure at a predetermined level, the bottomhole pressure control unit 8 begins to pass gas from the gas pipeline 9 into the annulus 7, while the pressure in the annulus remains constant and the formation therefore works continuously and uniformly during pumping. As soon as the liquid level reaches a certain minimum mark, the pump 4 stops pumping, and the unit 8 blocks the gas from the gas pipeline 9. After the process proceeds to the first stage.

Таким образом, поддерживая затрубное давление на определенном отметке, поддерживают неизменным заданное забойное давление, другими словами поддерживают постоянную депрессию, что в свою очередь ведет к неизменному дебиту. Thus, maintaining annular pressure at a certain point, maintain a given bottomhole pressure unchanged, in other words, maintain a constant depression, which in turn leads to a constant flow rate.

Ниже приведен конкретный пример реализации способа. The following is a specific example of the implementation of the method.

Пусть задана максимально допустимая депрессия ΔР=6 МПа. Депрессия задается из соображений сохранности пласта, т.е. при превышении этой депрессии начинает происходить разрушение. Пластовое давление равно 8 МПа. Из этого следует, что забойное давление не должно быть ниже 2 МПа. По барометрической формуле

находим P_затр. При глубине 500 м, при 24^oC и конкретных свойствах газа P_затр = 1,9 МПа. Регулируют устьевое оборудование на 1,9 МПа и начинают эксплуатацию, не боясь за нарушение целостности пласта.Let the maximum allowable depression ΔР = 6 MPa be given. Depression is set for reasons of reservoir safety, i.e. when this depression is exceeded, destruction begins to occur. The reservoir pressure is 8 MPa. It follows that the bottomhole pressure should not be lower than 2 MPa. According to the barometric formula

we find P _ex . At a depth of 500 m, at 24 ^o C and the specific properties of the gas P _shut = 1.9 MPa. They regulate wellhead equipment by 1.9 MPa and begin operation without fear for disturbing the integrity of the formation.

Если же затрубное пространство сообщается с атмосферой, то P_затр = 0,1 МПа, а соответствующее ему забойное давление будет равно (рассчитываем по барометрической формуле) 0,104 МПа, что недопустимо, т.к. приводит к разрушению пласта.If the annulus communicates with the atmosphere, then P _shut = 0.1 MPa, and the corresponding bottomhole pressure will be (calculated by the barometric formula) 0.104 MPa, which is unacceptable, because leads to the destruction of the reservoir.

Claims

The method of periodic operation of low-production wells with a downhole pump installation, which consists in alternating the cycles of fluid accumulation and pumping out of a well equipped with a sump, characterized in that the minimum allowable bottomhole pressure and the corresponding annular pressure are determined taking into account the allowable depression on the formation corresponding to the maximum allowable well productivity and condition of reservoir safety, in the process of accumulation and pumping of fluid from the well, the magnitude of the annulus is controlled pressure and with an increase in its value during accumulation and decrease during pumping, respectively, bleed gas from the annulus or inject gas into this space to maintain annular pressure at a certain point and to restore in both cases the value of the selected working depression on the formation.