RU2724728C1 - Способ подбора оптимального режима работы нефтяной скважины - Google Patents
Способ подбора оптимального режима работы нефтяной скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2724728C1 RU2724728C1 RU2019130775A RU2019130775A RU2724728C1 RU 2724728 C1 RU2724728 C1 RU 2724728C1 RU 2019130775 A RU2019130775 A RU 2019130775A RU 2019130775 A RU2019130775 A RU 2019130775A RU 2724728 C1 RU2724728 C1 RU 2724728C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- well
- oil
- pressure
- pressure gauges
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title claims abstract description 11
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 8
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 claims abstract description 7
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000011027 product recovery Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Control Of Positive-Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтяных скважин. Способ подбора оптимального режима работы нефтяной скважины, включающий оснащение скважины глубинными насосами, спуск в скважину связки синхронизированных и расположенных на определенном расстоянии по уровню манометров, снятие кривых изменения перепадов давлений на манометрах для определения плотности продукции, из сопоставления которых с дебитом скважины определяют режим работы для глубинного насоса, позволяющий достигать максимального значения дебита нефти. Связку манометров располагают ниже насоса. При этом измерения проводят при работающем глубинном насосе, дополнительно оборудованном регулируемым приводом с блоком управления, технологически связанным со связкой манометров и регулирующим из соотношения их показаний режим работы глубинного насоса в пределах, позволяющих достигать максимального значения дебита нефти. Предлагаемый способ позволяет проводить измерения в процессе регулируемого режима работы насоса, в том числе при больших дебитах с большими изменениями уровня жидкости в скважине и в скважинах с высоким газовым фактором. 2 з.п. ф-лы.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтяных скважин.
Известен способ вывода на эффективный режим работы системы пласт-скважина-насос с помощью индикаторной диаграммы (патент RU №2283425, МПК E21B 43/12, опубл. 10.09.2006 в Бюл. № 25), заключающийся в определении коэффициента продуктивности пласта с помощью индикаторной диаграммы, построенной по дебиту добываемой жидкости, причем 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.
Недостатком известного способа является невысокая точность определения дебита нефти при изменении депрессии на пласт ввиду, во-первых, разницы в плотности воды и нефти, во-вторых, выделения из нефти растворенного газа при подъеме продукции, в-третьих, за счет перемешивания различных фракций пластовых флюидов и несоответствия по времени притока флюида из пласта и момента отбора пробы жидкости из пробоотборника устьевой арматуры. В результате, эффективность подбора оптимального режима работы скважины остается низкой, что приводит к невысоким темпам отбора нефти.
Наиболее близким является способ подбора оптимального режима работы нефтяной скважины (патент RU №2683435, МПК E21B 47/10, E21B 47/06, E21B 43/12, опубл. 28.03.2019 в Бюл. № 10), включающий остановку скважины, спуск в скважину глубинных дебитомеров и манометров, снятие кривых восстановления давления, причем при проведении исследований в ствол остановленной скважины выше верхнего интервала перфорации на 10-50 метров спускают связку из двух манометров, синхронизированных по времени и расположенных друг от друга на расстоянии 10 метров, а также дебитомера, скважинный насос запускают в работу, отбирают жидкость из скважины до снижения уровня не ниже подвески насоса в течение 1-2 часов, насос останавливают и указанными двумя манометрами регистрируют кривые восстановления давления с точностью не менее 100 Па и дебит жидкости с помощью дебитомера в течение 10-15 часов, после чего обводненность В при различных значениях полученного давления рассчитывают по формуле в %:
где Рниж - показания давления нижнего манометра, атм.,
Рверх - показания давления верхнего манометра, атм.,
ρв - плотность пластовой воды, г/см3,
ρн - плотность пластовой нефти, г/см3,
сопоставляя данные об уровне жидкости в скважине, дебите жидкости и полученных расчетных значениях обводненности, отнесенных к каждому временному промежутку, рассчитывают дебит нефти qн по формуле в т/сут:
где qж - дебит жидкости, замеренный глубинным дебитометром, т/сут,
по полученным данным строят график зависимости дебита нефти от уровня жидкости в скважине и определяют диапазон значений динамического уровня с наибольшими значениями дебита нефти, в соответствии с полученными оптимальными значениями динамического уровня жидкости в скважине, позволяющими достигать максимального значения дебита нефти, подбирают режим работы штангового глубинного насоса.
Недостатком данного способа являются узкая область применения, так как при расстоянии между двумя манометрами (датчиков давления) 10 м точные показания (с погрешностью, не превосходящей сами значения перепада давлений) можно снимать только при устоявшемся уровне или при невысоком дебите скважины (не более 1 м3/ч), при более высоком дебите или при сильных колебаниях уровня погрешность резко возрастает, при этом не возможно проводить работы в скважине с пластами имеющим высокий газовый фактор (более 5% газа в добываемой продукции) и не возможно оперативно реагировать на изменения в пластовых условиях во время работы скважинного насосного оборудования и добиться снижения обводненности добываемой продукции.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа подбора оптимального режима работы глубинного насоса в процессе его работы в нефтяной скважине, в том числе и с высоким газовым фактором, позволяющего проводить измерения в процессе регулируемого режима работы насоса, в том числе при больших дебитах с большими изменениями уровня жидкости в скважине.
Техническая задача решается способом подбора оптимального режима работы нефтяной скважины, включающим оснащение скважины глубинными насосами, спуск в скважину связки синхронизированных и расположенных на определенном расстоянии по уровню манометров, снятие кривых изменения перепадов давлений на манометрах для определения плотности продукции, из сопоставления которых с дебитом скважины определяют режим работы для глубинного насоса, позволяющий достигать максимального значения дебита нефти.
Новым является то, что связку манометров располагают ниже насоса, а измерения проводят при работающем глубинном насосе, дополнительно оборудованным регулируемым приводом с блоком управления, технологически связанным со связкой манометров и регулирующим из соотношения их показаний режим работы глубинного насоса в пределах, позволяющих достигать максимального значения дебита нефти.
Новым является также то, что в скважинах с пластами, имеющими высокий газовый фактор, определяют пороговое значение перепада давлений, при котором происходит интенсивное выделение газа из продукции пласта, для исключения превышения при выбранном режиме работы глубинного насоса.
Новым является также то, что в связке синхронизированных манометров используют более двух, которое располагают на одинаковом расстоянии более 10 м по уровню друг от друга, перепад давлений определяют средне арифметическое перепадов давлений между каждой парой близлежащих манометров.
Способ реализуется в следующей последовательности.
В добывающую скважину с вскрытыми одним или несколькими пластами спускают насос с расположенной ниже связкой манометров, синхронизированных и расположенных на определенном расстоянии по уровню. Причем для изменения режима работы используют насосы, оснащенные регулируемым приводом с блоком управления, технологически связанным со связкой манометров. При производительности насоса более 1 м3/ч рекомендуется использовать несколько последовательно установленных на одинаковом расстоянии - более 10 м манометров (для снижения погрешности измерений: чем больше производительность насоса, тем больше надо применять манометров и увеличивать расстояние между манометрами, максимальное ограничение связаны только с интервалом скважины, располагаемым снизу насоса до верхнего интервала перфорации пласта). Регулируемые насосы могут быть электроцентробежными (ЭЦН) с частотно-регулируемым приводом (ЧРП) или плунжерными штанговыми глубинными (ШГН) с устьевым приводом (станок-качалка, цепной привод, гидравлический привод или т.п.), скорость возвратно-поступательного движении и/или его амплитуду которого регулируют при помощи привода за счет изменения скорости вращения его двигателя и/или передаточного числа его редуктора. На виды насосов и регулируемых приводов автор не претендует, так как они известны в большом количестве из открытых источников. Режимы работы привода и, как следствие производительность насоса, изменяют при помощи блока управления (БУ), технологически связанным со связкой манометров (показания которых передаются в БУ), в котором заложены показания производительности соответствующего насоса при изменении режима работы привода. В ходе изменений режимов работы насосов (изменения производительности насосов) снимают показания с манометров. В блоке управления определяют приведенный перепад давлений (ΔР, Па) давлений между манометрами, определяемый по формулам:
для двух манометров:
где Рн - показания давления нижнего манометра, Па,
Рв - показания давления верхнего манометра, Па.
для нескольких манометров (нумерация манометров от 1 до n ведется начиная с верхнего манометра):
где Pi - показания давления соответствующего манометра, Па.
После чего производят расчет плотности добываемой продукции по формуле:
где ρж - плотность добываемой продукции, кг/м3,
h - расстояние между манометрами по уровню, м,
g - ускорение свободного падения, 9,81 м/с2,
ΔР - это перепад давлений между манометрами по формуле [1] или [2], Па.
Плотность пластовой воды (ρв,) и плотность пластовой нефти (ρн) определяют лабораторным анализом продукции продуктивных пластов, добываемой из соответствующей скважины. Исходя из этих определяют процент содержания нефти в продукции (В, %) по формуле:
где В -содержание нефти в добываемой продукции, %,
ρж - плотность добываемой продукции по формуле [3], кг/м3,
ρв - плотность пластовой воды, кг/м3,
ρн - плотность пластовой нефти, кг/м3,
Чем выше процент содержания нефти в продукции, тем более эффективно работает скважина. Определяют интервал параметров работы насоса, при которых получается максимальное количество нефти.
Исходя из уравнений [3] и [4] определяется зависимость перепада давлений от содержания нефти:
где ΔР - это перепад давлений между манометрами, Па,
В -содержание нефти в добываемой продукции, %,
ρв - плотность пластовой воды, кг/м3,
ρн - плотность пластовой нефти, кг/м3.
Интервал параметров работы насоса, при которых получается максимальное количество нефти, приводят в соответствие (аппроксимируют) от приведенного перепада давлений на манометрах (ΔР), что запоминается блоком управления, которым поддерживается в ходе дальнейшей работы глубинного насоса, подавая управляющие сигналы на регулируемый привод при изменении свойств, вскрытых продуктивных пластов в процессе эксплуатации.
В скважинах с вскрытыми пластами, имеющими высокий газовый фактор, определяют пороговое значение перепада давлений, при котором происходит интенсивное выделение газа из продукции пласта, для исключения превышения этого значения при выбранном режиме работы глубинного насоса. Данный перепад давлений привязывают к показаниям манометров, что заносится в память БУ. При снижении давления на показаниях манометров ниже порогового БУ подает сигнал на регулируемый привод для снижения продуктивности насоса в пределах выбранного режима работы, для исключения повышенного выделения газа при добыче продукции пластов.
По сравнению с аналогом погрешность измерения снизилась как минимум в 2 раза, обводненность продукции снизилась в среднем на 7%, при этом полностью исключились случаи газопроявления в скважине.
Предлагаемый способ подбора оптимального режима работы глубинного насоса в процессе его работы в нефтяной скважине, в том числе и с высоким газовым фактором, позволяет проводить измерения в процессе регулируемого режима работы насоса, в том числе при больших дебитах с большими изменениями уровня жидкости в скважине.
Claims (3)
1. Способ подбора оптимального режима работы нефтяной скважины, включающий оснащение скважины глубинными насосами, спуск в скважину связки синхронизированных и расположенных на определенном расстоянии по уровню манометров, снятие кривых изменения перепадов давлений на манометрах для определения плотности продукции, из сопоставления которых с дебитом скважины определяют режим работы для глубинного насоса, позволяющий достигать максимального значения дебита нефти, отличающийся тем, что связку манометров располагают ниже насоса, а измерения проводят при работающем глубинном насосе, дополнительно оборудованном регулируемым приводом с блоком управления, технологически связанным со связкой манометров и регулирующим из соотношения их показаний режим работы глубинного насоса в пределах, позволяющих достигать максимального значения дебита нефти.
2. Способ подбора оптимального режима работы нефтяной скважины по п. 1, отличающийся тем, что в скважинах с пластами, имеющими высокий газовый фактор, определяют пороговое значение перепада давлений, при котором происходит интенсивное выделение газа из продукции пласта, для исключения превышения при выбранном режиме работы глубинного насоса.
3. Способ подбора оптимального режима работы нефтяной скважины по одному из пп. 1 или 2, отличающийся тем, что в связке синхронизированных манометров используют более двух, которые располагают на одинаковом расстоянии более 10 м по уровню друг от друга, перепад давлений определяют как среднее арифметическое перепадов давлений между каждой парой близлежащих манометров.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019130775A RU2724728C1 (ru) | 2019-09-30 | 2019-09-30 | Способ подбора оптимального режима работы нефтяной скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019130775A RU2724728C1 (ru) | 2019-09-30 | 2019-09-30 | Способ подбора оптимального режима работы нефтяной скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2724728C1 true RU2724728C1 (ru) | 2020-06-25 |
Family
ID=71135827
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019130775A RU2724728C1 (ru) | 2019-09-30 | 2019-09-30 | Способ подбора оптимального режима работы нефтяной скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2724728C1 (ru) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2014448C1 (ru) * | 1991-04-30 | 1994-06-15 | Туркменский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ оптимизации режима работы газлифтной скважины |
| RU2016252C1 (ru) * | 1991-02-20 | 1994-07-15 | Самарский архитектурно-строительный институт | Способ управления работой насосной установки в скважине |
| RU2074955C1 (ru) * | 1993-10-27 | 1997-03-10 | Сейфулла Рамиз Гурбанов | Способ управления работой насосной скважины |
| RU2140523C1 (ru) * | 1997-06-24 | 1999-10-27 | Самарская государственная архитектурно-строительная академия | Способ автоматического регулирования режима работы скважины, оборудованной погружным центробежным электронасосом |
| US6041856A (en) * | 1998-01-29 | 2000-03-28 | Patton Enterprises, Inc. | Real-time pump optimization system |
| US8892372B2 (en) * | 2011-07-14 | 2014-11-18 | Unico, Inc. | Estimating fluid levels in a progressing cavity pump system |
| RU2683435C1 (ru) * | 2018-01-31 | 2019-03-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ подбора оптимального режима работы нефтяной скважины |
-
2019
- 2019-09-30 RU RU2019130775A patent/RU2724728C1/ru active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2016252C1 (ru) * | 1991-02-20 | 1994-07-15 | Самарский архитектурно-строительный институт | Способ управления работой насосной установки в скважине |
| RU2014448C1 (ru) * | 1991-04-30 | 1994-06-15 | Туркменский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ оптимизации режима работы газлифтной скважины |
| RU2074955C1 (ru) * | 1993-10-27 | 1997-03-10 | Сейфулла Рамиз Гурбанов | Способ управления работой насосной скважины |
| RU2140523C1 (ru) * | 1997-06-24 | 1999-10-27 | Самарская государственная архитектурно-строительная академия | Способ автоматического регулирования режима работы скважины, оборудованной погружным центробежным электронасосом |
| US6041856A (en) * | 1998-01-29 | 2000-03-28 | Patton Enterprises, Inc. | Real-time pump optimization system |
| US8892372B2 (en) * | 2011-07-14 | 2014-11-18 | Unico, Inc. | Estimating fluid levels in a progressing cavity pump system |
| RU2683435C1 (ru) * | 2018-01-31 | 2019-03-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ подбора оптимального режима работы нефтяной скважины |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2362875C2 (ru) | Способ определения давления в подземных пластах | |
| CN107923239A (zh) | 页岩压裂之前进行的经烃填充的裂缝形成测试 | |
| CN105160071B (zh) | 一种适合气液同产水平井井下工况的判别方法 | |
| CN105178943A (zh) | 一种实时校正井筒压力的方法 | |
| WO2015191091A1 (en) | Method and apparatus for measuring drilling fluid properties | |
| CN105672997A (zh) | 钻井液地层漏失量监测方法 | |
| CN102425386B (zh) | 一种符合幂律模式的钻井液流变参数控制方法 | |
| RU2683435C1 (ru) | Способ подбора оптимального режима работы нефтяной скважины | |
| RU2581180C1 (ru) | Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками | |
| CN107939378B (zh) | 一种地面驱动螺杆泵井动液面实时获取方法 | |
| Carlsen et al. | Utilizing instrumented stand pipe for monitoring drilling fluid dynamics for improving automated drilling operations | |
| RU2532488C1 (ru) | Способ оптимизации процесса добычи нефти | |
| RU2680566C1 (ru) | Способ определения профиля притока в низкодебитных горизонтальных скважинах с многостадийным гидроразрывом пласта | |
| US10648320B2 (en) | Method and arrangement for operating an extraction in a borehole | |
| RU2724728C1 (ru) | Способ подбора оптимального режима работы нефтяной скважины | |
| RU2700738C1 (ru) | Способ повышения достоверности контроля обводненности продукции нефтедобывающих скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами | |
| US20210270124A1 (en) | Method for distinguishing authenticity of high-pressure physical property parameters of oil reservoirs | |
| CN114991690B (zh) | 一种随钻地层压力测试方法与装置 | |
| RU2283425C2 (ru) | Способ вывода на эффективный режим работы системы пласт-скважина-насос с помощью индикаторной диаграммы | |
| EA034703B1 (ru) | Способ автоматического измерения степени (коэффициента) заполнения цилиндра глубинного насоса | |
| EA025383B1 (ru) | Способ управления процессом подачи глубинного насоса и устройство для его осуществления | |
| RU2720848C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками | |
| RU2685379C1 (ru) | Способ определения давления насыщения нефти газом в скважине | |
| RU2701673C1 (ru) | Устройство для определения обводненности скважинной нефти | |
| RU2018644C1 (ru) | Способ исследования скважины, оборудованной глубинным штанговым насосом с приводом от станка-качалки |