RU2240422C2

RU2240422C2 - Способ оптимизации процесса извлечения нефти из пласта

Info

Publication number: RU2240422C2
Application number: RU2002122566/03A
Authority: RU
Inventors: Г.Ф. Александров (RU); Г.Ф. Александров; В.Я. Соловьев (RU); В.Я. Соловьев; А.Е. Назаров (RU); А.Е. Назаров; Н.Я. Гибадуллин (RU); Н.Я. Гибадуллин; В.Г. Белов (RU); В.Г. Белов; В.А. Иванов (RU); В.А. Иванов
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "Дарси Ойл Инжиниринг"
Priority date: 2002-08-20
Filing date: 2002-08-20
Publication date: 2004-11-20
Also published as: RU2002122566A

Abstract

Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, в частности к способам оптимизации процесса извлечения нефти из пласта. Обеспечивает снижение энергозатрат на добычу единицы продукции при одновременном увеличении коэффициента нефтеотдачи. Сущность изобретения: способ включает регулирование потока добычи продукции и закачки воды в процессе разработки месторождения, для чего насос каждой добывающей скважины оснащают частотно-регулируемым приводом, достигают стабильной работы добывающих и закачивающих насосов фиксированием подводимой к ним мощности, определяют дебит продукции, дебит нефти и ее обводненность, затем изменяют частоту питающего напряжения с помощью частотно-регулируемого привода и оптимизируют работу каждой добывающей скважины по минимальному значению обводненности и/или максимальному значению дебита нефти. 2 ил.

Description

Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, в частности к способам оптимизации процесса извлечения нефти из пласта.

При построении системной оптимизации разработки нефтяного месторождения ставятся и решаются задачи оптимизации процесса извлечения нефти из пласта. Задача контроля за этим процессом во время эксплуатации является весьма актуальной, т.к. помимо контроля за процессом извлечения нефти из пласта она является информационной базой системы управления пластом [1].

Из отличительных особенностей нефтедобывающего предприятия выделим основные:

- связь всех технологических объектов через единый пласт, на котором установлены все эксплуатационные и нагнетательные скважины, через поток продукции и через энергетические потоки;

- низкая информационность о процессах, протекающих в пласте и скважине (практически единственными источниками информации являются измерения дебитов жидкостей и давлений в скважинах);

- большая информационность протекающих в пласте процессов, приводящих к тому, что результаты того или иного управляющего воздействия на пласт можно оценить только через несколько лет, а иногда только к концу разработки месторождения;

- уникальность строения и параметров месторождений и невозможность повторения разработки в идентичных условиях, ограничивающих значение проводимых промысловых экспериментов;

- практически единственная возможность оценить достоинства и недостатки той или иной технологии разработки - это математическое моделирование, тем более что проведение промысловых экспериментов связано с огромными затратами ресурсов и времени.

Из известных технических решений наиболее близким к заявляемому способу, одновременно являющимся базовым способом, является способ эксплуатации погружных центробежных насосных агрегатов [2], в котором поддержание и восстановление номинального режима отбора добываемой продукции осуществляется за счет изменения параметров работы насосных агрегатов с помощью частотно-регулируемого привода. Определение номинального режима отбора заключается в задании аналитических зависимостей всех основных технологических и экономических показателей основных параметров нефтяных пластов, фильтрующихся через них флюидов, применяемых систем разработки и динамики осуществления технических мероприятий. Экономико-математическая модель строится на основе учета запасов нефти в пластах конкретного месторождения, данных о физико-геологических свойствах пород и необходимого комплекса мероприятий, проводимых при вскрытии и последующей эксплуатации пласта (выбор способа заводнения, интенсификации нефтедобычи, необходимое число скважин, сетка разбуривания и т.д.)

К недостаткам известного способа [2] следует отнести:

- применяемые методики, основанные на аналитических расчетах, не отражают адекватно поведение системы пласт-скважина-насос в условиях реальной эксплуатации и не обеспечивают подбора погружного оборудования с точностью, необходимой для оптимальной работы;

- отсутствие реальных аналитических зависимостей между основными параметрами добывающих скважин не позволяет выполнить объективную оценку эффективности проводимых мероприятий по увеличению нефтеотдачи, снижению обводненности и уменьшению не извлекаемых запасов.

Целью предложенного способа является снижение энергозатрат на добычу единицы продукции при одновременном увеличении коэффициента нефтеотдачи.

Достижение цели осуществляется за счет прецизионного (точного) регулирования потоками добычи продукции и закачки воды, основанного на измерении оптимальных параметров извлечения нефти из пласта, а именно способ оптимизации процесса извлечения нефти из пласта включает регулирование потока добычи продукции и закачки воды в процессе разработки месторождения, для чего насос каждой добывающей скважины оснащают частотно-регулируемым приводом, достигают стабильной работы добывающих и закачивающих насосов фиксированием подводимой к ним мощности, определяют дебит продукции, дебит нефти и ее обводненность, затем изменяют частоту питающего напряжения с помощью частотно-регулируемого привода и оптимизируют работу каждой добывающей скважины по минимальному значению обводненности и/или максимальному значению дебита нефти.

Следует особо отметить, что поставленная цель может быть достигнута исключительно при стабильной работе добывающих и закачивающих насосов.

Определение оптимальных эксплуатационных параметров и характеристик системы нефтяной пласт-скважина-насос производится при стабильной работе насосов, которая может быть обеспечена, например, частотно-регулируемым приводом (ЧРП). Нестабильность работы насоса связана с неконтролируемыми изменениями характеристик в призабойной зоне пласта, происходящими в процессе эксплуатации скважин. Современные автоматизированные установки, а также устаревшие и находящиеся в эксплуатации, но модернизированные, например “Спутник АМ-40”, позволяют измерять дебит продукции и ее обводненность с высокой точностью [3]. Погрешность измерения дебита продукции низкодебитных скважин (2-10 м³/сут) не превышает 10%, а для скважин с дебитом более 20 м³/сут практически определяется лишь погрешностью турбинного счетчика, например для ТОР-1-50 - 2,5%. Погрешность измерения обводненности продукции при использовании устройства, описанного в [3], определяется погрешностью используемого дифференциального манометра. Погрешность измерения дифференциального манометра “Сапфир ДЦ” составляет 0,25%. С учетом погрешности измерения уровня жидкости в измерительной части камеры погрешность измерения уровня не превышает 1%, суммарная погрешность измерения обводненности продукции составляет 1,25%.

Изменение частоты питающего напряжения на ЧРП позволяет изменить производительность насоса без остановки технологического процесса и замены насоса. Для скважин с низкой обводненностью продукции увеличение частоты питающего тока с помощью ЧРП, что соответствует увеличению производительности насоса, приводит к пропорциональному увеличению объемов добычи продукции и практически не влияет на величину обводненности. Изменение частоты питающего тока с помощью ЧРП для высоко обводненных скважин носит сложный характер изменения обводненности и добычи нефти, и для каждой скважины присущи свои характерные параметры. Основная особенность заключается в том, что при некоторой строго фиксированной мощности, подводимой к добывающему насосу, что соответствует определенной производительности насоса, величина обводненности уменьшается, а дебит нефти возрастает для некоторых скважин в несколько раз. Стабильная и строго фиксированная мощность, подводимая к добывающим и закачивающим насосам, а также возможность ее изменения без остановки технологического процесса и замены скважинного оборудования позволяет, во-первых, определять оптимальные параметры для каждой скважины и, во-вторых, основываясь на этих параметрах, оптимизировать процесс добычи нефти.

Известное техническое решение [2], в котором также актуальна задача контроля за технологическим процессом с целью оптимизации процесса разработки месторождения, не в состоянии это выполнить. В этом техническом решении не предусмотрено измерение параметров эксплуатации скважин с целью установления оптимальных значений параметров: вкладываемая мощность, дебит продукции и ее обводненность. В известном техническом решении [2] измерение параметров необходимо для установления отличия параметров от номинального режима эксплуатации скважины с целью восстановления этого номинального режима путем управления режимами работы. Таким образом, заявляемый способ соответствует критерию изобретения “новизна”. При изучении других технических решений в данной области техники признаки, отличающие заявляемое решение от прототипа, не были выявлены, и поэтому они обеспечивают заявляемому техническому решению соответствие критерию “существенные отличия”.

На фиг.1 и фиг.2 представлены графики зависимостей изменения потребляемой мощности W, динамического уровня Н, дебита продукции скважины Q_пр, дебита нефти Q_н и обводненности η от частоты ν питающего тока, подаваемого от ЧРП.

Ось абсцисс ν на фиг.1 и фиг.2 построена в соответствии с порядком проведения измерений, т.е. от стандартной частоты 50 Гц до минимального значения 35 Гц и далее до максимального значения частоты 60 Гц. Указанные на оси ординат значения параметров W, Н, Q_пр, Q_н, η при начальной частоте ν=50 Гц соответствуют эксплуатационному режиму работы скважины до проведения измерений.

Измерения проводились с разрешением по частоте 3 Гц. После каждого изменения частоты измерения выполнялись не ранее, чем через 2 часа при обязательном условии установления стабильного динамического уровня.

Примеры осуществления способа

Пример 1. Скважина 5529, куст 191, фиг.1.

Изменение частоты ν питающего тока с помощью ЧРП в пределах от 35 Гц до 60 Гц позволяет изменять мощность, подводимую к добывающему насосу ЭЦН-125, в 1,5 раза в сторону уменьшения и в 1,4 раза в сторону увеличения мощности (фиг.1, кривая W). Одновременно с изменением подводимой к насосу мощности происходит изменение динамического уровня (фиг.1, кривая Н), причем минимальному значению мощности при частоте 35 Гц соответствует максимальное значение динамического уровня Н=-290 м. Установление динамического уровня свидетельствует о балансе притока жидкости к скважине и откачке ее с помощью насоса. Изменение динамического уровня однозначно характеризует изменение депрессии Δр, которая непосредственно связана со средней скоростью и фильтрацией жидкости:

u=k·Δp/(μ·L) - линейный закон фильтрации, закон Дарси;

u=c(Δp/L)^l/n - нелинейный закон фильтрации,

где k - коэффициент проницаемости, μ - динамический коэффициент вязкости, с и n - некоторые постоянные, причем 1<n≤2, L - длина, соответствующая депрессии Δр.

Таким образом, изменение мощности, подводимой к добывающему насосу, приводит к изменению депрессии и соответственно скорости фильтрационного потока.

Изменение характеристик фильтрационного потока Δр и u оказывает большое влияние на обводненность добываемой продукции (фиг.1, кривая η). Для рассматриваемого примера величина обводненности от режимного значения η=90% при ν=50 Гц уменьшилась до значения η=67% при ν=44 Гц. Дебит продукции (фиг.1, кривая Q_пр) пропорционален мощности, подводимой к насосу. Изменение дебита продукции Q_пр и обводненности η для данной скважины носит противоположный характер по отношению к дебиту нефти Q_н (фиг.1, кривые Q_пр, η и Q_н). С уменьшением мощности, подводимой к насосу, Q_н растет и при частоте ν=44 Гц достигает максимального значения 39 м³/сут. Дальнейшее увеличение W приводит к уменьшению Q_н. По отношению к режимному значению Q_н=11 м³/сут при ν=50 Гц добыча нефти при ν=44 Гц возрастает почти в 4 раза. Следовательно, при изменении скоростного режима фильтрационного потока задействуются внутренние механизмы пласта, способствующие более полному вытеснению нефти из пласта.

Таким образом, работа скважины 5529 должна быть оптимизирована следующим образом: дебит продукции Q_пр=120 м³/сут; дебит нефти Q_н=40 м³/сут; обводненность η=67%.

При этом уменьшение перекачиваемой жидкости составит 146 м³/сут - 120 м³/сут=26 м³/сут или (26 м³/сут:146 м³/сут) 100%=17%. Следует особо отметить, что оптимизация производится без остановки технологического процесса и замены скважинного оборудования.

Пример 2. Скважина 2247, куст 191, фиг.2.

Изменение частоты ν питающего тока с помощью ЧРП в пределах от 35 Гц до 60 Гц позволяет изменять мощность, подводимую к насосу ЭЦН-80, в 1,4 раза в сторону уменьшения и в 1,6 раза в сторону увеличения мощности (фиг.2, кривая W). Одновременно с изменением подводимой к насосу мощности происходит изменение динамического уровня (фиг.2, кривая Н). Минимальному значению мощности при ν=35 Гц соответствует максимальное значение динамического уровня Н=-300 м. Для рассматриваемого примера величина обводненности от режимного значения η=93% при ν 50 Гц уменьшилась до η=70% при ν=35 Гц. Зависимость дебита продукции (фиг.2, кривая Q_пр) пропорциональна мощности, подводимой к насосу. С уменьшением мощности дебит нефти (фиг.2, кривая Q_н) незначительно растет и при частоте ν=35 Гц достигает максимального значения Q_н=15 м³/сут. Дальнейшее увеличение мощности приводит к уменьшению величины О_н и достижению режимного значения. По отношению к режимному значению Q_н=9 м³/сут при ν=50 Гц дебит нефти возрастает примерно в 1,6 раза. Несмотря на незначительный прирост дебита нефти, рассматриваемую скважину необходимо оптимизировать по обводненности.

Работа скважины должна быть оптимизирована следующим образом: дебит продукции Q_пр=80 м³/сут; дебит нефти Q_н=15 м³/сут; обводненность η=70%. При этом уменьшение перекачиваемой жидкости составит 116 м³/сут - 80 м³/сут - 36 м³/сут, т.е. (36 м³/сут:116 м³/сут) 100%=31%. Следует также отметить, что оптимизация производится без остановки технологического процесса и замены скважинного оборудования.

В реальных условиях для большинства высоко обводненных скважин характерен “Пример 1”, когда скважину необходимо одновременно оптимизировать по дебиту нефти в несколько раз (2-3 раза) и по обводненности на 15-30%. “Пример 2” встречается реже, но он показывает, что даже если скважину нельзя оптимизировать по дебиту нефти, то оптимизация по обводненности также дает ощутимый экономический эффект.

Оптимизация процесса извлечения нефти из пласта в настоящее время, когда существующие автоматические замерные установки в состоянии систематически и с достаточной точностью измерять дебиты продукции и ее обводненность, настоятельно требует индивидуального подхода к работе каждой скважины. Систематический контроль автоматизированных замерных установок за дебитом продукции и ее обводненностью позволяет выявить нарушение оптимального режима эксплуатации скважины. Если появляется необходимость, то производят повторное определение оптимальных параметров и на их основе производят эксплуатацию скважины. Все это производят без остановки производственного процесса и замены скважинного оборудования.

Использование предлагаемого способа оптимизации процесса извлечения нефти из пласта позволяют по сравнению с существующими:

- снизить обводненность продукции высоко обводненных скважин и тем самым уменьшить затраты, связанные с добычей, закачкой и предварительной переработкой этой жидкости;

- снижение на несколько процентов и более обводненности продукции высоко обводненных скважин с обводненностью более 95% переводит их в разряд рентабельных скважин и тем самым позволяет увеличить коэффициент нефтеотдачи;

- появляется возможность перевода из недействующего в эксплуатационный фонд скважин, на которых прекращены работы по соображению нерентабельности из-за высокой обводненности продукции.

Источники информации, принятые во внимание

1. Лысенко В.Д. Оптимизация разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1991. - 296 с.

2. Пат. РФ №2050472 от 20.12.1995. Бюл. №35. Семенченко Г.Т., Гордон И.А. Способ эксплуатации погружных центробежных насосных агрегатов в группе скважин и устройство для его осуществления.

3. Белов В.Г., Соловьев В.Я. Модернизация АГЗУ "Спутник АМ-40" и методики измерения // Нефтяное хозяйство, 2000, №10, с.118-121.

Claims

Способ оптимизации процесса извлечения нефти из пласта, включающий регулирование потока добычи продукции и закачки воды в процессе разработки месторождения, для чего насос каждой добывающей скважины оснащают частотно-регулируемым приводом, достигают стабильной работы добывающих и закачивающих насосов фиксированием подводимой к ним мощности, определяют дебит продукции, дебит нефти и ее обводненность, затем изменяют частоту питающего напряжения с помощью частотно-регулируемого привода и оптимизируют работу каждой добывающей скважины по минимальному значению обводненности и/или максимальному значению дебита нефти.