RU2283425C2 - Способ вывода на эффективный режим работы системы пласт-скважина-насос с помощью индикаторной диаграммы - Google Patents
Способ вывода на эффективный режим работы системы пласт-скважина-насос с помощью индикаторной диаграммы Download PDFInfo
- Publication number
- RU2283425C2 RU2283425C2 RU2004110747/03A RU2004110747A RU2283425C2 RU 2283425 C2 RU2283425 C2 RU 2283425C2 RU 2004110747/03 A RU2004110747/03 A RU 2004110747/03A RU 2004110747 A RU2004110747 A RU 2004110747A RU 2283425 C2 RU2283425 C2 RU 2283425C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- oil
- operating mode
- output
- pump system
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
- Control Of Positive-Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, в частности к способу определения дебита нефтедобывающих скважин. Обеспечивает повышение производительности нефтяных скважин по нефти при одновременном снижении удельных затрат на единицу продукции. Сущность изобретения: 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. 2 ил.
Description
Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, в частности позволяет определить оптимальный режим работы скважины.
В нефтедобывающей промышленности известен способ определения режимов отбора добываемой продукции, заключающийся в задании аналитических зависимостей всех основных технологических и экономических показателей основных параметров нефтяных пластов, фильтрующихся через них флюидов, применяемых систем разработки и динамики осуществления технологических мероприятий [1]. Экономико-математическая модель строится на основе учета запасов месторождения, параметров физико-геологических свойств пород и необходимого комплекса мероприятий, проводимых как в начале, так и на последующих стадиях эксплуатации пласта.
К недостаткам способа [1] следует отнести то, что применяемые методики, основанные на аналитических расчетах, используют параметры системы пласт - скважина - насос с очень большими пространственными погрешностями, что при реальной эксплуатации, как правило, не обеспечивает вывода работы добывающей скважины на режим максимальной эффективности.
Из известных технических решений наиболее близким к заявляемому способу является способ [2], обычно используемый в качестве основного и заключающийся в экспериментальном определении так называемого коэффициента продуктивности пласта, с помощью которого определяют дебит скважины.
Режим работы скважины дискретно изменяют путем смены штуцера, регулирующего количество добываемой жидкости из скважины Qж или изменением частоты вращения ротора электроцентробежного добывающего насоса с помощью частотно-регулируемого привода. При этом одновременно с изменением дебита добываемой жидкости дискретно изменяется депрессия на пласт ΔР=Рпл-Рзаб, где Рпл - пластовое давление, Рзаб - давление в забое скважины (забойное давление). По измеренным дискретным значениям Qж и ΔР строится индикаторная диаграмма Qж=f(ΔР). По этой диаграмме определяется коэффициент продуктивности скважины К, знание которого дает ответ на вопрос: какую депрессию на пласт необходимо создать для получения заданного дебита жидкости Qж=К(Рпл-Рзаб). Если процесс добычи является стационарным и равновесным, то, как следует из теории фильтрации [3], зависимость Qж от депрессии является линейной, т.е. коэффициент К является константой в широком диапазоне давлений (при слишком большой депрессии возможен выход газа в зоне насоса). Следует отметить, что в случае стационарного равновесного процесса изменение депрессии не влияет на обводненность продукции η, т.е. при увеличении депрессии количество добываемой нефти также растет по линейному закону
Qн=(l-η)К(Рпл-Рзаб).
С увеличением депрессии раньше или позже достигается величина ΔРо, при превышении которой процесс добычи становится неравновесным, величина К становится зависящей от депрессии и увеличение дебита скважины определяется увеличением доли воды Qв в количестве добываемой жидкости Qж, т.е. с ростом Qж растет обводненность добываемой продукции. Количество добываемой нефти Qн при этом в лучшем случае остается постоянным или уменьшается. Это связано с тем, что вязкость воды существенно меньше вязкости нефти, и при достижении значения ΔРо возникает ситуация, когда требуемое количество нефти не успевает поступать из пласта в призабойную зону. Этот недостаток нефти компенсируется водой и обводненность добываемой продукции увеличивается. Определить значение ΔРо по индикаторной диаграмме Qж невозможно, вот почему на этапах разработки месторождения, когда обводненность становится выше 20-25%, определение режима эксплуатации погружного скважинного оборудования по методу [2] может давать неверные результаты. Более того, если доля воды в добываемой продукции велика, определение дебита скважины способом [2] может не только увеличить себестоимость продукции, но и сделать разработку скважины нерентабельной.
Целью предлагаемого способа является повышение производительности нефтяных скважин по нефти при одновременном снижении затрат на единицу добываемой продукции.
Суть нового метода состоит в том, что определение оптимального режима эксплуатации погружного скважинного оборудования осуществляется с помощью индикаторной диаграммы, построенной по дебиту нефти
Qн=f(Рпл-Рзаб).
В процессе оптимизации параметров добычи режим работы скважины дискретно изменялся путем изменения частоты вращения ротора центробежного добывающего насоса с помощью частотно-регулируемого привода. В каждом режиме экспериментально определялись: дебит скважины по жидкости Qж; дебит скважины по нефти Qн; депрессия на пласт ΔР=Рпл-Рзаб. По полученным экспериментальным данным строились индикаторные диаграммы Qж=К(Рпл-Рзаб) и Qн=f(Pпл-Рзаб). Индикаторная диаграмма Qж=f(Рпл-Рзаб) позволяет достаточно точно определить величину депрессии ΔРо, которая и определяет оптимальный режим работы скважины. Как уже отмечалось, индикаторная диаграмма Qж=К(Рпл-Рзаб) такой возможности не дает.
Таким образом, заявляемый способ соответствует критерию "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".
Примеры использования предлагаемого способа определения оптимальных параметров работы скважинного оборудования
Пример 1.
Скважина 2246.
До проведения исследований дебит скважины 2246 по жидкости составлял 98 м3/сут., дебит по нефти 27 м3/сут. соответственно.
На фиг.1 представлены полученные в результате проведенных измерений зависимости Qж=К(Рпл-Рзаб) Qн=f(Рпл-Рзаб).
В исследованном диапазоне изменения депрессии индикаторная диаграмма по жидкости имеет линейный характер, т.е. с увеличением депрессии ΔР происходит пропорциональное увеличение дебита жидкости Qж. Как видно из рисунка, индикаторная диаграмма по нефти имеет более сложный характер. С увеличением депрессии дебит нефти возрастает от минимального значения Qн=10 м3/сут. практически линейно и при депрессии ΔР=4,7 МПа достигает максимального значения 40 м3/сут. Дальнейшее увеличение депрессии приводит к снижению дебита по нефти.
Из диаграмм, приведенных на фиг.1, видно, что определение режима работы погружного оборудования необходимо осуществлять по индикаторной диаграмме по нефти. Оптимальная депрессия на пласт должна составлять 4,7 МПа, что соответствует дебиту по жидкости Qж=152 м3/сут. и максимальному дебиту по нефти Qн=40 м3/сут.
Если для данной скважины руководствоваться общепринятым способом [2], т.е. пользоваться только индикаторной диаграммой Qж=К(Рпл-Рзаб), вывод будет однозначным: чем больше депрессия, тем больше дебит по нефти, что неверно.
Пример 2.
Скважина 2364.
До проведения исследований дебит скважины 2364 по жидкости составлял 116 м3/сут., дебит по нефти 57 м3/сут. соответственно.
Экспериментально полученные зависимости Qж=К(Рпл-Рзаб) и Qн=f(Рпл-Рзаб) представлены на фиг.2.
В исследованном диапазоне изменения ΔР индикаторные диаграммы по жидкости и по нефти имеют линейный характер, что имело место в предыдущем примере при депрессии ΔР<4,7 МПа. Это означает, что исследованный диапазон изменения депрессии недостаточен и максимум дебита по нефти еще не достигнут. Поэтому при плановом ремонте погружного оборудования следует заменить действующий насос на насос с большей производительностью.
Использование предлагаемого способа вывода системы пласт - скважина - насос на эффективный режим работы с помощью индикаторной диаграммы по нефти позволяет достаточно точно определять наиболее оптимальный режим работы погружного скважинного оборудования и получать максимальную отдачу нефтяной скважины.
Источники информации
1. Лысенко В.Д. Оптимизация разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1991. - 296 с.
2. Дашевский А.В., Кагарманов И.И., Зейгман Ю.В., Шамаев Г.А. Справочник инженера по добыче нефти. - Стрежевой: ОО "Печатник", 2002. - 279 с.
3. Ентов В.М. Теория фильтрации // Соросовский образовательный журнал, 1998, №2, с.121-128.
Claims (1)
- Способ вывода на эффективный режим работы системы пласт-скважина-насос с помощью индикаторной диаграммы, заключающийся в определении коэффициента продуктивности пласта с помощью индикаторной диаграммы, построенной по дебиту добываемой жидкости, отличающийся тем, что 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 и определяют дебиты по жидкости, нефти и характер изменения этих параметров, при этом за эффективный режим работы системы пласт-скважина-насос принимают такой режим, при котором обеспечивают устойчивость работы этой системы по дебиту нефти.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004110747/03A RU2283425C2 (ru) | 2004-04-08 | 2004-04-08 | Способ вывода на эффективный режим работы системы пласт-скважина-насос с помощью индикаторной диаграммы |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004110747/03A RU2283425C2 (ru) | 2004-04-08 | 2004-04-08 | Способ вывода на эффективный режим работы системы пласт-скважина-насос с помощью индикаторной диаграммы |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2004110747A RU2004110747A (ru) | 2005-10-10 |
RU2283425C2 true RU2283425C2 (ru) | 2006-09-10 |
Family
ID=35850817
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2004110747/03A RU2283425C2 (ru) | 2004-04-08 | 2004-04-08 | Способ вывода на эффективный режим работы системы пласт-скважина-насос с помощью индикаторной диаграммы |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2283425C2 (ru) |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103161453A (zh) * | 2011-12-14 | 2013-06-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种优化油井采集示功图存储方式的方法 |
CN103541723A (zh) * | 2013-11-12 | 2014-01-29 | 丁涛 | 基于地面示功图面积变化的抽油机井实时工况诊断方法 |
EA026205B1 (ru) * | 2013-09-03 | 2017-03-31 | Тоо "Алстронтелеком" | Способ вывода на эффективный режим работы скважины, оборудованной глубинным насосом, по записи индикаторной кривой |
CN108222897A (zh) * | 2016-12-22 | 2018-06-29 | 中国科学院沈阳自动化研究所 | 一种基于计算与统计相结合绘制动态控制图的方法 |
RU2683435C1 (ru) * | 2018-01-31 | 2019-03-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ подбора оптимального режима работы нефтяной скважины |
CN110363337A (zh) * | 2019-06-27 | 2019-10-22 | 中国石油大学(北京) | 一种基于数据驱动的抽油机量油方法及系统 |
RU2710050C1 (ru) * | 2019-01-22 | 2019-12-24 | Публичное акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Способ освоения сложнопостроенных залежей с низкими пластовыми давлениями и температурой |
Families Citing this family (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN104863570B (zh) * | 2015-04-16 | 2017-07-04 | 洛阳乾禾仪器有限公司 | 一种无线远程油井功图测量仪 |
-
2004
- 2004-04-08 RU RU2004110747/03A patent/RU2283425C2/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ДАШЕВСКИЙ А.В. и др. Справочник инженера по добыче нефти, Стрежевой, OO «Печатник», 2002, с.200-225. * |
Cited By (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103161453A (zh) * | 2011-12-14 | 2013-06-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种优化油井采集示功图存储方式的方法 |
CN103161453B (zh) * | 2011-12-14 | 2015-08-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种优化油井采集示功图存储方式的方法 |
EA026205B1 (ru) * | 2013-09-03 | 2017-03-31 | Тоо "Алстронтелеком" | Способ вывода на эффективный режим работы скважины, оборудованной глубинным насосом, по записи индикаторной кривой |
CN103541723A (zh) * | 2013-11-12 | 2014-01-29 | 丁涛 | 基于地面示功图面积变化的抽油机井实时工况诊断方法 |
CN103541723B (zh) * | 2013-11-12 | 2016-03-30 | 丁涛 | 基于地面示功图面积变化的抽油机井实时工况诊断方法 |
CN108222897A (zh) * | 2016-12-22 | 2018-06-29 | 中国科学院沈阳自动化研究所 | 一种基于计算与统计相结合绘制动态控制图的方法 |
RU2683435C1 (ru) * | 2018-01-31 | 2019-03-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ подбора оптимального режима работы нефтяной скважины |
RU2710050C1 (ru) * | 2019-01-22 | 2019-12-24 | Публичное акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Способ освоения сложнопостроенных залежей с низкими пластовыми давлениями и температурой |
CN110363337A (zh) * | 2019-06-27 | 2019-10-22 | 中国石油大学(北京) | 一种基于数据驱动的抽油机量油方法及系统 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2004110747A (ru) | 2005-10-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN105626036B (zh) | 一种确定油藏合理产液量油藏工程计算方法 | |
US10941642B2 (en) | Structure for fluid flowback control decision making and optimization | |
RU2324810C2 (ru) | Способ определения размеров трещины гидроразрыва пласта | |
RU2283425C2 (ru) | Способ вывода на эффективный режим работы системы пласт-скважина-насос с помощью индикаторной диаграммы | |
CN109057786A (zh) | 一种用于非常规油气藏可采储量估算的自适应模型 | |
CN110344786A (zh) | 一种基于嘴流规律的自喷油井增产措施效果评价方法 | |
RU2336413C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2297525C2 (ru) | Способ полной выработки продуктивных пластов нефтегазовых месторождений | |
RU2680566C1 (ru) | Способ определения профиля притока в низкодебитных горизонтальных скважинах с многостадийным гидроразрывом пласта | |
RU2683435C1 (ru) | Способ подбора оптимального режима работы нефтяной скважины | |
CN109296363A (zh) | 特低渗透油藏co2驱初期产能预测方法 | |
US11466704B2 (en) | Jet pump system with optimized pump driver and method of using same | |
RU2720848C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками | |
RU2695183C1 (ru) | Способ нестационарного отбора жидкости из коллектора трещинно-порового типа | |
CN111950111A (zh) | 一种适用于底部开放的碳酸盐岩储层动态分析方法 | |
Fulford et al. | On the relationship between gas-oil ratio and well performance for unconventional reservoirs | |
RU2240422C2 (ru) | Способ оптимизации процесса извлечения нефти из пласта | |
US11753917B2 (en) | Real time parent child well interference control | |
CN110410044B (zh) | 气驱co2、n2开发方式下区块产油量计算方法 | |
RU2535545C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2301326C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяного месторождения | |
CN114607335B (zh) | 确定体积压裂对应的压裂液流量方法 | |
RU2720718C1 (ru) | Способ эксплуатации нефтяного пласта | |
RU2766482C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками | |
RU2724728C1 (ru) | Способ подбора оптимального режима работы нефтяной скважины |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100409 |