СПОСОБ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБВОДНЕННОЙ СКВАЖИНЫ, ОБОРУДОВАННОЙ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫМ НАСОСОМ
METHOD FOR DUAL OPERATION OF WATER-PRODUCING WELL EQUIPPED WITH ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче нефти на залежах с существенными различиями параметров работы пластов. При одновременно-раздельной эксплуатации скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН), необходим раздельный учет дебита каждого пласта, обводненности жидкостей, забойных и пластовых давлений обоих пластов.
Известно, что для одновременно-раздельной эксплуатации скважины (ОРЭ) с УЭЦН применяются установки, в которых отбор продукции нижнего пласта производится приемным патрубком насоса, проходящим через пакер /1, 2 /. Приемный патрубок имеет телескопический разъем для предотвращения нагрузок на корпус насоса при посадке пакера и работе оборудования. Недостатком эксплуатации устройств является отсутствие возможности раздельного учета продукции пластов.
Известно, что для измерения параметров работы пласта (дебит, забойное и пластовое давления) производят остановку скважины и запись кривых восстановления уровня (КВУ) в затрубном пространстве и давления (КВД) на забое скважины /3, 4/. Угловой коэффициент прямолинейного предасимптотического участка КВУ позволяет рассчитать дебит скважины до остановки. Однако способ не позволяет определять раздельно дебиты при одновременном притоке жидкостей из двух пластов.
Известно, что для контроля за работой УЭЦН и измерения давления на приеме насоса применяются телеметрические системы (ТМС), устанавливаемые снизу погружного электродвигателя (ПЭД) и передающие информацию на поверхность через силовой кабель установки 151. Применение ТМС не позволяет получать и передавать полную информацию на поверхность при одновременно-раздельной добыче нефти из двух пластов.
Прежде всего это касается раздельного замера дебитов пластов и обводненности продукции.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ мониторинга многопластовой скважины 161.
Способ включает спуск над каждым разрабатываемым пластом автономных приборов для измерения дебитов и параметров флюида каждого пласта с записью показаний в долговременную память. Перед спуском насосного оборудования производят свабирование скважины с контролем параметров флюида, глубины уровня жидкости по ее давлению. После окончания свабирования производят запись кривых восстановления давления и уровня жидкости и после извлечения приборов определяют дебит пласта, включившегося в работу первым, дебит второго и последующих пластов путем вычитания из суммарного дебита, после чего вновь производят спуск автономных приборов, далее насосного оборудования и включение его в работу.
Способ обладает следующими недостатками:
- запись показаний автономных приборов в долговременную память не позволяет получать информацию о работе пластов без подъема насосного оборудования и приборов на поверхность;
- наличие приемного патрубка УЭЦН, проходящего через пакер, обязательно используемый при одновременно-раздельной эксплуатации, не позволяет спускать прибор в интервал перфорации верхнего продуктивного пласта и определять дебиты каждого пласта;
- способ не позволяет разобщать пласты для раздельного учета дебита каждого пласта при остановке УЭЦН и измерении дебита верхнего пласта по кривой восстановления уровня жидкости в скважине с ОРЭ.
Целью предлагаемого изобретения является определение дебитов и обводненности продукции каждого разрабатываемого пласта после остановки работы насосного оборудования в скважине.
Поставленная цель достигается тем, что в известном способе, включающем отбор продукции нижнего пласта через приемный патрубок, проходящий через пакер, разделяющий пласты, поступление ее в смеси с продукцией верхнего пласта из надпакерной зоны скважины к приему насоса, измерение общего дебита жидкости и ее обводненности на дневной поверхности, измерение давления на приеме и параметров работы насоса с помощью модуля телеметрической системы, установленного под погружным электродвигателем насоса, измерение давления по глубине приемного патрубка, в том числе на забое нижнего пласта с помощью глубинных манометров, соединенных кабелем с модулем телеметрической системы, остановку электроцентробежного насоса и определение дебита верхнего пласта по кривой восстановления уровня жидкости в затрубном пространстве, определение дебита нижнего пласта путем вычитания из общего дебита скважины дебита верхнего пласта, определение пластовых давлений по кривым восстановление давления, согласно изобретению при остановке электроцентробежного насоса производится перекрытие поступления продукции нижнего пласта за счет снижения давления на запорный орган в приемном патрубке, гидравлически связанный с участком напорной линии между выкидом насоса и обратным клапаном в колонне насосно-компрессорных труб, далее определяют обводненность продукции нижнего пласта по глубинам расположения в приемном патрубке уровней раздела «газ-нефть» и «нефть-вода» после расслоения трехфазной смеси в приемном патрубке в период остановки насоса.
На фиг.1, 2 и 3 показана схема реализации способа.
В скважину 1 на колонне насосно-компрессорных труб 2 спущен электроцентробежный насос 3 с погружным электродвигателем 4 с приводом от кабеля 5. Снизу к погружному двигателю закреплен блок 6 телеметрической системы, передающей информацию на поверхность по кабелю 5. Погружной электродвигатель соединен с приемным патрубком 7, проходящим через пакер 8, разобщающий верхний 9 и нижний 10 продуктивные пласты. В патрубке 7 имеется телескопический разъем 11 для снятия нагрузок на насос при спуске и работе оборудования. К блоку 6 телеметрической системы подсоединен геофизический кабель 12 с расположенными через определенные интервалы патрубка 7 глубинными датчиками давления 13. Электрические сигналы каждого датчика давления передаются независимо через кабель 12, блок 6 и кабель 5 привода двигателя 4 насоса на поверхность, где преобразуются в величины давления в режиме реального времени. На выходе жидкости из насоса 3 в трубах 2 установлены обратный клапан 14 и сливной клапан 15, применяемые при стандартной компоновке оборудования.
В верхней части приемного патрубка 7 расположен запорный орган, состоящий из цилиндра 16 с поршнем 17 и перекрывающей крышкой 18. Крышка 18 размещена в корпусе 19 с отверстиями 20, а между корпусом и крышкой 18 расположена пружина 21. В патрубке 7 выполнены отверстия 22, сообщающие внутреннюю и внешнюю полости патрубка с возможностью их перекрытия крышкой 18. Цилиндр 16 трубкой 23 гидравлически соединен с областью выхода добываемой жидкости из насоса ниже расположения обратного клапана 14. В патрубке 7 выполнено отверстие 24 для возможности измерения давления в затрубном пространстве скважины над пакером 8 блоком 6 телеметрической системы.
Нижняя труба патрубка 7 и последний глубинный датчик давления 13 устанавливаются на уровне кровли нижнего пласта.
Способ осуществляется следующим образом.
В начале в скважину спускаются и устанавливаются пакер 8 с нижней частью патрубка 7 и внешним цилиндром телескопического разъема 11. Далее спускаются электроцентробежный насос 3 в сборе с запорным органом и трубкой 23, верхней частью патрубка 7, внутренним цилиндром телескопического разъема 11, а также блоком 6, кабелем 12 с гирляндой глубинных датчиков давления 13.
После запуска насоса 3 в работу продукция верхнего пласта 9 под напором приподнимает клапан 14, поступает в колонну труб 2 и далее откачивается на поверхность. Возникающее давление под клапаном 14 по трубке 23 передается на поршень 16, который, сжав пружину 21, переместится влево, открыв доступ жидкости нижнего пласта 10 в затрубное пространство скважины над пакером 8 через отверстия 20 и 22. В надпакерном пространстве продукция пласта 10 смешивается с продукцией верхнего пласта 9 и поступает на прием насоса 3.
Глубина спуска насоса 3 в скважину и его производительность выбираются с учетом возможности отбора продукции нижнего пласта и откачки общей продукции пластов 9 и 10 на поверхность. В период работы насоса на поверхности производят замеры общего дебита скважины Qc и суммарного количества откачиваемой воды Вс. Одновременно измеряется динамический уровень жидкости в скважине Нд, передается информация о забойном давлении нижнего пласта Рзаб.2 и давлении в скважине на уровне приема насоса, которое по плотности добываемой продукции пласта 9 пересчитывается на забойное давление верхнего пласта Рзаб.1.
Для получения требуемой информации о работе пластов и раздельного учета жидкостей производят кратковременную остановку насоса 3. В этот период клапан 14 закроется и гидростатическое давление в насосно-компрессорных трубах 2 будет передаваться уже на клапан 14 сверху. Одновременно давление под клапаном 14 снизится до величины, определяемой высотой столба жидкости в затрубном пространстве выше расположения насоса 3.
Снижение давления будет по трубке 23 передаваться поршню 16, который за счет превалирующей силы упругости пружины 21 переместится вправо до упора, пока крышка 18 не перекроет отверстия 22 выхода продукции пласта 10 в надпакерное пространство.
1
2
1
После этого начинается регистрация изменения динамического уровня жидкости в затрубном пространстве, которое определяется притоком жидкости только из верхнего пласта. Дебит верхнего пласта Q определяется по угловому коэффициенту предасимптотического прямолинейного участка кривой восстановления уровня жидкости в скважине. Дебит нижнего пласта Q рассчитывается как разница общего дебита скважины Qc и дебита верхнего пласта Q:
<mrow><msub><mi>Q</mi><mn>2</mn></msub><mo>=</mo><mi>Q</mi><mi>c</mi><mo>−</mo><msub><mi>Q</mi><mn>1</mn></msub><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mo stretchy="false">(</mo><mn>1</mn><mo stretchy="false">)</mo></mrow>
После перекрытия поршнем 16 проходных отверстий 18 и 19 газоводонефтяная смесь в приемном патрубке 7 начинает расслаиваться на компоненты в соответствие с их плотностями. На забое скважины продукция представляет собой неустойчивую смесь, в которой внешней средой является пластовая вода, а внутренней фазой - нефть, которая всплывает в водной среде в виде отдельных капель. Такая же структура будет иметь место и в приемном патрубке 7. Через определенное время после остановки насоса значения давления в точках установки датчиков 13 стабилизируются, что будет свидетельствовать о полном расслоении смеси на компоненты. Проведение линии изменения установившегося давления по глубине патрубка 7 (фиг.3) позволяет получить на графике точки пересечения прямых с разными углами наклона к осям координат: глубина-давление. Точка О на графике соответствует верхнему сечению патрубка 7. Нижняя линия с большим углом наклона будет соответствовать интервалу глубины патрубка 7, заполненному пластовой водой, вышерасположенная линия с меньшим углом наклона - заполненному нефтью. Верхняя линия, расположенная вертикально, будет соответствовать интервалу, занятому газовой фазой. Количество добываемой воды из нижнего пласта 10 по точкам пересечения линии определяется из выражения:
<mrow><msub><mi>B</mi><mn>2</mn></msub><mo>=</mo><msub><mi>Q</mi><mn>2</mn></msub><mo stretchy="false">(</mo><msub><mi>L</mi><mi>B</mi></msub><mo>−</mo><msub><mi>L</mi><mi>H</mi></msub><mo stretchy="false">)</mo><mo>/</mo><mo stretchy="false">(</mo><msub><mi>L</mi><mi>B</mi></msub><mo>−</mo><msub><mi>L</mi><mi>Г</mi></msub><mo stretchy="false">)</mo><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mo stretchy="false">(</mo><mn>2</mn><mo stretchy="false">)</mo></mrow>
B
где L - глубина расположения башмака патрубка 7 от точки его подвески.
2
Г
B
При необходимости одновременно определяется газосодержание продукции нижнего пласта по формуле: Г=(L/L).
Объем воды, поступающей из верхнего продуктивного пласта в единицу времени, рассчитывается как разность:
<mrow><msub><mi>B</mi><mn>1</mn></msub><mo>=</mo><mi>B</mi><mi>c</mi><mo>−</mo><msub><mi>B</mi><mn>2</mn></msub><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mo stretchy="false">(</mo><mn>3</mn><mo stretchy="false">)</mo></mrow>
1
2
При необходимости производятся измерения пластовых давлении верхнего Рпл. и нижнего Рпл. пластов по кривых восстановления давления, полученным с помощью блока 6 телеметрической системы и нижнего датчика давления (3).
Для реализации способа возможны и другие устройства для перекрытия нижнего пласта после остановки насоса за счет значительного снижения давления на привод запорного органа. Кроме того, возможны также другие методы определения уровней раздела «газ-нефть» и «нефть-вода» в приемном патрубке насоса после его остановки и разделения трехфазной смеси на компоненты.
Техническим преимуществом предложенного способа является автоматическое отключение поступления продукции нижнего пласта в скважину, а также возможность определения обводненности продукции нижнего пласта при смешении жидкостей в насосе.
Литература
1. Патент РФ №120461 на полезную модель. Установка
электроцентробежного насоса для одновременно-раздельной эксплуатации нефтяных скважин. Заявл. 10.04.2012. Опубл. 20.09.2012. БИ №26.
2. Патент РФ №120407 на полезную модель. Установка
электроцентробежного насоса для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов (варианты). Заявл. 21.05.2012. Опубл. 27.09.2012. БИ №27.
3. Авторское свидетельство СССР №1265303. Способ определения пластового давления в добывающих и нагнетательных скважинах. Заявл. 04.06.1984. Опубл. 23.10.1986.
4. Патент РФ №2167289. Способ определения пластового давления в нефтяной скважине. Заявл. 19.01.1999. Опубл. 20.06.2001.
5. Лепихин В.И., Видякин Н.Г., Валеев А.С. и др. ЗАО «Электон»: Разработка и опыт эксплуатации комплекса оборудования для автоматизации добычи нефти. / Нефтяное хозяйство. М.: 2004. - №5. - с.111-112.
6. Патент РФ №2387824. Способ мониторинга многопластовой скважины. Заявл 24.07.2008. Опубл. 27.04.2010.