Способ регулирования технологического режима добывающей скважины
METHOD TO CONTROL PROCESS MODE OF PRODUCTION WELL

Способ относится к нефтедобывающей промышленности, и в частности к технике добычи нефти механизированным способом.
Известен способ периодической эксплуатации нефтяной скважины погружной насосной установкой с регулируемым электрическим приводом. Откачку жидкости чередуют с накоплением при выключенной установке и регулируют среднюю во времени подачу установки для согласования с дебитом скважины изменением частоты вращения вала насоса. Подачу насоса контролируют с помощью погружного расходомера. Откачку производят до достижения на приеме насоса заданного минимального давления, а накопление - до достижения максимального давления, причем контроль осуществляют с помощью погружного датчика. RU 2553744, МПК Е21В 43/00, 47/00, опубл. 20.06.2015.
Недостатком данного способа является необходимость дорогостоящего оборудования, позволяющего изменять частоту вращения вала насоса для регулирования подачи установки.
Известен способ регулирования процесса периодической эксплуатации малодебитных нефтяных скважин, включающий контроль и изменение времени накопления и откачки жидкости, причем с целью ускорения процесса нахождения оптимальных параметров каждое последующее время накопления жидкости увеличивают в n раз по отношению к предыдущему до выполнения определенного неравенства. SU 1481382, МПК Е21В 43/00, опубл. 23.05.1989.
Однако приведенный выше ступенчатый подход к определению оптимальных параметров весьма трудоемок и растянут во времени.
Технической задачей является разработка способа регулирования технологического режима малодебитной скважины, работающей в периодическом режиме в условиях снижающейся продуктивности пласта.
Технический результат от реализации изобретения заключаются в оперативном и единовременном определении оптимальных параметров насосной установки, позволяющем увеличить ее дебит и снизить риски срывов подачи при снижении притока.
Технический результат достигается тем, что в способе регулирования технологического режима добывающей скважины, работающей в режиме попеременной откачки и накопления в условиях снижающейся продуктивности пласта, включающем контроль и изменение длительностей периодов накопления и откачки нефти в соответствии с оптимальными параметрами, согласно изобретению при наличии исправного датчика давления на приеме насоса задают критические величины давления, при которых происходит включение/выключение насоса, фиксируют длительность полного периода откачки/накопления, соответствующую заданным критическим давлениям, проводят мониторинг за работой скважины, осуществляют периодический контроль за изменением длительности полного периода откачки/накопления и при изменении длительности полного периода откачки/накопления более чем на 5% от фиксированной величины осуществляют корректировку давления включения насоса по формуле:
вкл
выкл
где Р и Р - давления включения и выключения насоса,
отк
нак
ΔT=Т+T - фиксированная длительность полного периода откачки/накопления,
ΔT* - длительность полного периода откачки/накопления на момент корректировки давления включения насоса,
а при отсутствии или неисправности датчика давления на приеме задают длительности периодов откачки и накопления и критическое число остановок из-за срыва подачи, фиксируют остановки насоса, обусловленные срывом подачи из-за критического снижения уровня жидкости в затрубном пространстве, при достижении заданного критического числа остановок из-за срыва подачи осуществляют корректировку длительности периода накопления по формуле:
где  - расчетная длительность периодов накопления,
нак
Т - заданная длительность периодов накопления,
N - число полных периодов откачки/накопления,
К - критическое число остановок из-за срыва подачи,
0
Т - средняя длительность интервала времени от момента остановки насоса из-за срыва подачи до его повторного запуска,
после чего проводят нормировку длительности периодов накопления и откачки по формулам:
где  и  - скорректированные значения длительностей накопления и откачки, нормированные с учетом сохранения фиксированной длительности полного периода откачки/накопления ΔT.
Осуществление способа проиллюстрировано на следующих рисунках:
Фиг. 1 - Схемы поведения динамического уровня при снижении продуктивности пласта;
Фиг. 2 - Схема для расчета формулы (1);
Фиг. 3 - Изменения расчетных параметров для сценариев 1 (установленные фиксированные значения давлений включения и выключения насоса) и 2 (давление включения насоса вычисляется согласно формуле (1));
Фиг. 4 - Изменения расчетных параметров для сценариев 3 (установлены фиксированные длительности периодов накопления и откачки) и 4 (длительности интервалов накопления и откачки рассчитываются по формулам (2) и (3)).
Способ осуществляется следующим образом.
Имеется добывающая скважина с низким дебитом, в которую спущен глубинный насос. Производят откачку накопившейся нефти, затем останавливают насос для накопления нефти в скважине. Процесс повторяется периодически во времени, т.е. скважина работает в режиме попеременной откачки и накопления в условиях снижающейся продуктивности пласта. Регулирование длительности периодов накопления и откачки осуществляют следующим образом: на приеме задают критические величины давления включения и выключения на приеме насоса, а при отсутствии или неисправности датчика давления на приеме насоса задают длительности периодов откачки и накопления и критическое число остановок из-за срыва подачи. С течением времени продуктивность пласта снижается, что приводит к необходимости корректировки давления включения насоса по формуле (1) и длительностей накопления и откачки по формулам (2) и (3) с целью оптимизации режима работы скважины - увеличения дебита и снижения числа неконтролируемых остановок из-за срыва подачи.
Если в начальный момент заданы оптимальные длительности периодов откачки и накопления, то с течением времени при снижении притока из пласта будут происходить срывы подачи насоса, вызванные критическим повышением динамического уровня жидкости в затрубном пространстве и попаданием газа в насос (см. фиг. 1а). При исправном датчике давления на приеме насоса станция управления запрограммирована на включение и выключение насоса, тогда срывов подачи можно избежать, но при этом будет неконтролируемо возрастать длительность полного периода откачки/накопления (см. фиг. 1б). В то же время, если зафиксировать длительность полного периода откачки/накопления и давление выключения насоса, то среднее давление на приеме будет уменьшаться и дебит скважины увеличится.
При регулировании режима по давлению на приеме насоса формулу (1) получают из следующих соображений.
вкл
выкл
вкл
В течение одного периода откачки и накопления давление на приеме насоса меняется линейно со временем. Тогда в начальный момент времени изменение давления на приеме насоса в течение одного полного периода откачки/накопления задается ломаной линией ABC, при этом расстояние от точки В до отрезка АС равно Р - Р. С течением времени приток из пласта уменьшается, при этом длительность периода откачки уменьшается, а длительности периода накопления и полного периода откачки/накопления растут: ломаная линия ABC переходит в линию АВ'С'. Для того чтобы сохранить длительность полного периода откачки/накопления в условиях нового значения притока из пласта, необходимо уменьшить Р до значения, соответствующего точке В". Из подобия треугольников АВ'С' и АВ"С следует:
откуда получаем формулу (1).
0
вкл
Максимальный интервал между проверками ΔT* определяем следующим образом. Пусть t - момент времени, соответствующий предыдущей корректировке Р, t' - момент времени, соответствующий текущей проверке, ΔT'<ΔT* - длительность полного периода откачки/накопления на момент времени t'. Тогда время следующей проверки t определяют по формуле:
При регулировании режима по времени используют информацию о количестве остановок из-за срыва подачи по формулам (2) и (3).
отк
нак
отк
нак
0
При фиксированных длительностях периодов откачки и накопления Т и T за N полных периодов откачки/накопления произошло К остановок из-за срыва подачи. Это означает, что суммарная длительность работы насоса за это время составила N⋅T, а суммарная длительность накопления - N⋅Т+К⋅T. Выбираем в качестве новой длительности периода накопления величину  из условия, чтобы выполнялось
в результате получаем формулу (2). Формула (3) получается, если нормировать длительности периодов накопления и откачки на старое значение длительности полного периода откачки/накопления.
Корректировку длительностей периодов откачки и накоплении по формулам (2) и (3) производят при достижении критического числа остановок из-за срыва подачи насоса с момента предыдущей корректировки К. Рекомендуемое значение К от 3 до 5.
Для примера была смоделирована ситуация работы скважины в периодическом режиме при падающей продуктивности пласта для четырех сценариев регулирования периодического режима работы.
Сценарий 1: имеется исправный датчик давления на приеме насоса, задаем критические значения давления на приеме насоса, при которых происходит включение и выключение насоса, равные 25 и 35 атм соответственно. В дальнейшем значения давления включения/выключения сохраняются неизменными.
3
3
3
3
3
Модельная нефтяная вертикальная скважина имеет следующие параметры: глубина скважины 2500 м, внутренний диаметр обсадной колонны 130 мм, глубина спуска насоса 2000 м, внешний диаметр НКТ 73 мм, пластовое давление 200 атм, коэффициент продуктивности 0,25 м/сут/атм, буферное и затрубное давления 10 атм, обводненность 0%, плотность нефти 870 кг/м, газовый фактор 50 м/м, номинальный напор насоса 2000 м. Скважина рассчитывается в течение 15 сут, начиная с момента запуска насоса. Скорость изменения продуктивности пласта составляет 0,01 м/сут/атм, поэтому на момент окончания расчета продуктивность пласта составляет 40% от начального значения.
На фиг. 3 (а) показан график изменения расчетных параметров для сценария 1. Согласно результатам моделирования для сценария 1 средний дебит нефти на конец 15 сут составляет 10,7 т/сут при среднем давлении на приеме 30 атм и длительности полного периода откачки/накопления 150 мин.
вкл
вкл
Сценарий 2: имеется исправный датчик давления на приеме насоса, задаем критические значения давления на приеме насоса, при которых происходит включение и выключение насоса, равные 25 и 35 атм соответственно. Модельная нефтяная вертикальная скважина имеет такие же параметры, что в сценарии 1. Фиксируем длительность полного периода откачки/накопления, соответствующую заданным критическим давлениям 25 и 35 атм, которая равна 90 мин. В дальнейшем во время очередной проверки (спустя 55 ч после начала расчета и спустя 49 ч после выхода скважины на периодический режим, когда давление на приеме изменяется в интервале между 25 и 35 атм) замеряем длительность полного периода откачки/накопления и сравниваем ее с фиксированной. Она составила 94 мин. Это на 4% больше фиксированной. Продолжаем эксплуатировать скважину в периодическом режиме и по формуле (4) рассчитываем время очередной проверки, что составило 67 ч. По прошествии этого времени заново замеряем длительность полного периода откачки/накопления, которая составила 95 мин, то есть она более чем на 5% превышает фиксированное значение. Проводим корректировку Р по формуле (1). Далее проводим следующую итерацию - повторно замеряем длительность полного периода откачки/накопления и сравниваем ее с фиксированной, корректируем Р.
На фиг. 3 (б) показан график изменения расчетных параметров для сценария 2. Согласно результатам моделирования для сценария 2 средний дебит нефти на конец 15 сут равен 10,9 т/сут при среднем давлении на приеме 28 атм и длительности полного периода откачки/накопления 94 мин.
вкл
Согласно результатам моделирования сравнение сценариев 1 и 2 показывает, что в условиях снижающейся продуктивности пласта периодический контроль за длительностью полного периода откачки/накопления и приведение его к начальному значению за счет корректировки Р позволяет заметно снизить давление на приеме насоса и увеличить дебит скважины.
Сценарий 3: Модельная нефтяная вертикальная скважина имеет такие же параметры, что в сценарии 1. На скважине неисправен датчик давления на приеме насоса. В начальный момент времени задаем фиксированные длительности периодов откачки и накопления 60 и 90 мин соответственно. Принимаем, что в случае остановки насоса из-за срыва подачи он переходит в режим накопления, в котором остается 270 мин, после чего снова начинается откачка. На фиг. 4 (а) показан график изменения расчетных параметров для сценария 3.
Согласно полученным результатам для сценария 3 в течение 15 сут фиксируется 34 остановки из-за срыва подачи. При этом накопленная добыча за это время равна 257,4 т.
Сценарий 4: На скважине отсутствует или неисправен датчик давления на приеме насоса. Модельная нефтяная вертикальная скважина имеет такие же параметры, что в сценарии 1. В начальный момент времени задаем фиксированные длительности периодов откачки и накопления 60 и 90 мин соответственно. В случае остановки насоса из-за срыва подачи он переходит в режим накопления, в котором остается 270 мин, после чего снова начинается откачка. Задаем К - критическое число остановок из-за срыва подачи, равное 5. Фиксируем все остановки насоса, обусловленные срывом подачи из-за критического снижения уровня жидкости в затрубном пространстве. После каждой серии из 5 остановок осуществляем корректировку длительности периодов откачки и накопления в соответствии с формулами (2) и (3). Проводим следующую итерацию - фиксируем все остановки насоса и при достижении критического числа остановок корректируем длительность периодов откачки и накопления. На фиг. 4 (б) показан график изменения расчетных параметров для сценария 4.
Согласно полученным результатам для сценария 4 в течение 15 сут фиксируется 19 остановок из-за срыва подачи. При этом накопленная добыча за это время равна 257,9 т.
Таким образом, данный пример показывает, что за счет периодической корректировки длительности периодов откачки и накопления в условиях отсутствия контроля срыва подачи возможно кратно снизить число остановок и увеличить добычу нефти.
Заявленный способ позволяет регулировать работу малодебитной скважины в периодическом режиме с учетом продуктивности пласта за счет оперативного и единовременного определения оптимальных параметров насосной установки, что в конечном итоге позволяет увеличить ее дебит и снизить риски срывов подачи при снижении притока.