Способ эксплуатации многопластовой скважины и нефтедобывающая установка для его осуществления
MULTIPAY WELL OPERATION METHOD AND OIL PRODUCTION UNIT FOR ITS IMPLEMENTATION

Изобретение относится к области горного дела, в частности, к добыче нефти и может быть использовано для добычи скважинной жидкости из нефтеносных пластов скважины.
Известен способ управления нефтегазовой скважиной, характеризующийся тем, что на устье скважины устанавливают пассивно-акустический многофазный расходомер. Осуществляют эксплуатацию скважины установкой с электроприводом и станцией управления электроприводом. Измеряют дебит скважины и заводненность по фазам ежесекундно в реальном времени. Усредняют дебит за определенное выбранное время. Сравнивают последующие дебиты по фазам с заданными технологическими параметрами. При выходе значений заводненности за заданные границы сокращают объем перекачиваемой насосом пластовой воды при поддержании дебита товарной нефти на заданном уровне. Для этого выполняют одно из действий: снижают производительность насосной установки за счет числа оборотов электродвигателя; повышают производительность насосной установки за счет повышения числа оборотов электродвигателя; останавливают на определенное время насосную установку для накопления нефти в забое скважины. (Патент RU №2558088 С2. Способ управления нефтегазовой скважиной. МПК: Е21В 43/12, Е21В 47/00. - 27.07.2015).
Известен способ управления извлечением флюидов из нескольких интервалов скважины, заключающийся в том, что флюиды избирательно извлекают из разных интервалов и направляют их потоками в отдельные концентрические каналы. Избирательное извлечение флюидов осуществляют посредством установки в закрытое положение или в одно из множества открытых положений клапанов, связанных с соответствующим каналом и размещенных в стволе скважины с обеспечением возможности раздельного перемещения указанных потоков флюидов через концентрические каналы и дальнейшего избирательного смешивания потоков флюидов из всех каналов. Для определения заданного рабочего состояния клапана измеряют параметры флюида. Для поддержания заданного режима предусмотрено автоматическое управление по меньшей мере одним клапаном. (Патент RU №2320850 С2. Интеллектуальная внутрискважинная клапанная система для управления извлечением флюидов из нескольких интервалов скважины и способ управления таким извлечением флюидов. - МПК: Е21В 34/06, Е21В 43/14. - 27.03.2008).
Известен способ эксплуатации скважины, оборудованной установкой центробежного насоса с частотно-регулируемым приводом, включающий запуск насоса и изменение частоты питающего напряжения электродвигателя в зависимости от заводнения добываемой скважиной жидкости. Запуск спущенного на насосно-компрессорных трубах - НКТ электроцентробежного насоса производят на минимальной частоте питающего напряжения и, соответственно, на минимальной подаче, ожидают поступления жидкости на прием измерительного устройства на поверхности, где измеряют ее на содержание воды, увеличивают частоту питающего напряжения и измеряют текущее содержание воды в поступающей жидкости, сравнивают полученную величину текущей заводненности с заводненностью при минимальной подаче. Если полученное значение текущей заводненности больше или равно заводненности при минимальной подаче, то продолжают увеличение частоты питающего напряжения до тех пор, пока величина текущей заводненности не станет меньше заводненности при минимальной подаче, в последнем случае начинают уменьшать частоту питающего напряжения до тех пор, пока текущая заводненность не станет больше или равной заводненности при минимальной подаче. (Патент RU №2421605 С1. Способ эксплуатации скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса с частотно-регулируемым приводом. МПК: Е21В 43/12. - 20.06.2011). Данный способ принят за прототип.
Известно устройство для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее сепарационную и измерительную емкости, датчики верхнего и нижнего уровней, переключающие клапаны, датчики температуры, давления, систему управления, газовую линию, входную и выходную жидкостные линии, объединенные в общий коллектор. Объем сепарационной емкости для накопления газа подобран так, что сокращает время слива в три раза относительно времени налива, а давление накопившегося газа регулируется вручную, чтобы обеспечить данное условие. (Патент RU №8732 U1. Устройство для измерения дебита нефтяных скважин. МПК: Е21В 47/70. - 16.12.1998).
Известно устройство для отбора проб скважинной продукции, включающее вертикальную тонкостенную отсекающую трубку и узел герметизации нижнего отверстия трубки в соответствующем приемном гнезде днища емкости для сбора скважинной продукции. При этом нижняя часть отсекающей трубки снабжена со своей внешней стороны ободком, кромка которого по периметру имеет закругленный профиль, приемное отверстие в днище емкости соответствует внешнему диаметру трубки, днище емкости снабжено вокруг отверстия герметизирующим кольцом из маслостойкой резины, по периметру резинового кольца на высоту, превышающую высоту налива жидкости в емкость, расположены направляющие стержни для удобного и вертикального спуска отсекающей трубки сквозь набранную в емкость жидкость, причем в верхней части направляющих стержней расположена внутренняя резьба с крупным шагом, а в верхней части отсекающей трубки расположена ответная внешняя резьба с аналогичным шагом для осуществления соединения трубки и днища емкости и прижатия закругленной кромки ободка трубки к резиновому кольцу, верхняя часть трубка также снабжена поворотным штурвалом для вращения трубки вокруг своей оси. (Патент RU №2646911 С1. Устройство для отбора проб скважинной продукции. МПК: G01N 1/10, Е21В 47/10. - 12.03.2018).
Известна скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двухпластовой скважины, состоящая из двух блоков внутрискважинного оборудования. Первый блок содержит забойный и опорный пакеры, оснащенные якорными устройствами с противоположным направлением якорных плашек, соединенные насосно-компрессорными трубами (НКТ). К стволу забойного пакера снизу присоединена НКТ с воронкой на конце. Опорный пакер оснащен снизу муфтой радиального течения, радиальные каналы которой сообщаются с верхним пластом скважины через межпакерное пространство, а сверху опорного пакера установлена прямоточная муфта с каналами продольного течения, на которой герметично установлены внутренний и наружный трубчатые элементы с раструбами раздвижного трубного соединения. Снизу прямоточной муфты в ее центральном отверстии закреплен хвостовик для забора пластового флюида из нижнего пласта, свободный конец которого с манжетами подвижно расположен в центральном отверстии муфты радиального течения, образующий со стволом опорного пакера коаксиальные каналы, сообщающиеся через прямоточную муфту с соответствующими каналами трубчатых элементов. Второй блок содержит колонну НКТ, электроприводной центробежный насос (ЭЦН) с частотно-регулируемым электроприводом, связанным силовым кабелем с пунктом электропитания, и блок регулирования потоков и учета флюидов (БРПУ), снабженный снизу ниппельными трубчатыми элементами раздвижного соединения с уплотнительными манжетами, образующими при сочленении трубчатых элементов раздвижное трубное соединение с коаксиальными каналами. БРПУ содержит регулировочные клапаны, расположенные в обособленных каналах, сообщающихся через окна с межтрубным надпакерным пространством, снабженные золотниковыми затворами с электроприводами управления и датчиками измерения параметров флюида, функционально связанными кабелем связи и кабельным разъемом с панелью управления, пропущенным через окно муфты для ввода кабеля связи из межтрубного надпакерного пространства, с возможностью регулирования потоков пластовых флюидов через запорные седла регулировочных клапанов, и блок телеметрической системы (ТМС) для измерения параметров пластовых флюидов и пластов, размещенный между электроприводом ЭЦН и БРПУ, соединенный кабелем связи с панелью управления. Силовой кабель и кабель связи пропускаются через кабельный ввод планшайбы устьевой арматуры с последующей герметизацией и соединены с пунктом электропитания и панелью управления. Колонна НКТ содержит подгоночный патрубок, который герметично соединяют с планшайбой и закрепляют на фланце эксплуатационной колонны. (Патент RU 2562641 С2. Способ одновременно-раздельной эксплуатации двухпластовой скважины и скважинная насосная установка для его осуществления. - МПК: Е21В 43/14. - 10.09.2015). Данная скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двухпластовой скважины принята за прототип.
Недостатком известных технических решений является низкое качество извлекаемой нефти, снижающее эффективность эксплуатации скважин, оборудованных электроприводными центробежными насосами, предусматривающие отбор проб жидкости из скважины и, в зависимости от процентного содержания нефти в извлекаемой жидкости, оптимизируют производительность насоса путем изменения частоты вращения электропривода насоса. Существующие способы определяют процентное содержание воды, нефти и газа либо на основе экспериментальных данных, либо на основе лабораторных анализов, либо на основе опыта работы оператора, либо на основе данных, полученных с групповой замерной установки, где происходит сепарация и измерение дебита фаз водогазонефтяной эмульсии. Отсутствие информации о фазовом составе многофазной жидкости в течение длительного времени приводит к откачке излишних объемов пластовой воды.
Основной задачей является повышение дебита и качества извлекаемой нефтесодержащей скважинной жидкости.
Техническим результатом является повышение дебита и качества извлекаемой нефтесодержащей скважинной жидкости.
Указанный технический результат достигается тем, что, в известном способе эксплуатации многопластовой скважины, включающем избирательное извлечение нефтесодержащей жидкости из разных пластов через отдельные каналы с клапанами, установленными в рабочее положение с наземной станции управления в зависимости от параметров поступающей жидкости, смешивание пластовых жидкостей и откачку по колонне лифтовых труб на поверхность скважины насосной установкой варьированием частоты вращения частотно-регулируемого электропривода, а для задания рабочего положения каждого клапана измеряют параметры пластовой жидкости, согласно предложенному техническому решению,
измерение параметров пластовых жидкостей проводят при отклонении параметров потока смешанной жидкости за пределы заданных параметров путем отбора проб на выходе из колонны лифтовых труб, на которых выполняют ревизию смешанной жидкости на соответствие ее заданным технологическим параметрам, и при отклонении значений за пределы заданных параметров поочередно проводят ревизию жидкостей каждого пласта, для чего предыдущую жидкость из надпакерной полости и колонны лифтовых труб сливают в коллектор и замещают очередной поступающей пластовой жидкостью путем открытия клапана в канале для исследуемого пласта и закрытия клапанов в каналах для других пластов и откачки насосом в колонну лифтовых труб, из которой многократно отбирают пробы, и при определении в пробах одного или нескольких пластов жидкости с параметрами, выходящими за пределы заданных параметров, потоки жидкости из каждого пласта регулируют варьированием величины перекрытия клапаном соответствующего канала с частотой вращения электропривода насоса и фиксированием их значений на момент оптимизации параметров извлекаемой пластовой жидкости, а по окончании ревизии пластовых жидкостей со станции управления клапаны в каналах устанавливают в зафиксированные положения и осуществляют запуск насоса с наибольшей частотой вращения электропривода одного из пластов и последующим увеличением частоты вращения электропривода с корреляцией на динамический уровень столба жидкости в надпакерной полости настраивают на оптимальный режим извлечения смешанной жидкости и откачку смешанной жидкости ведут дифференцированным притоком пластовых жидкостей в надпакерную полость с поддержанием динамического уровня столба жидкости выше приема насоса под контролем датчика давления блока телеметрии электропривода насоса в составе телемеханической системы управления скважиной;
ревизию жидкостей ведут статическим и динамическим анализами из состава следующих технологических параметров: дебит, давление, температура, химический состав, рН, содержание воды и твердых частиц, склонность к образованию твердого осадка и удельное сопротивление;
дополнительно осуществляют отбор пробы извлекаемой смешанной жидкости с маркировкой емкости для анализа в аналитической лаборатории и сравнения с окончательными результатами проведенного анализа на соответствие ее заданным технологическим параметрам.
Указанный технический результат достигается тем, что, в известной нефтедобывающей установке, содержащей колонну лифтовых труб, центробежный насос с погружным электродвигателем, оснащенным блоком телеметрии, связанные силовым кабелем с наземной станцией управления, блок регулирования потоков и учета извлекаемой жидкости с датчиками контроля параметров пластовых жидкостей и контрольно-измерительными приборами на панели станции управления, регулируемые электроприводные клапаны, связанные телемеханической системой и установленные в обособленных каналах блока, сообщающихся, с одной стороны, с приемным модулем насоса через радиальные окна и надпакерную полость, а с другой, - с нефтеносными пластами скважины, опорный пакер, соединенный с подводящим патрубком блока посредством многоканального разъемного соединения, и забойный пакер, разобщающий нефтеносные пласты в скважине, соединенный с хвостовиком для извлечения жидкости из нижнего пласта, согласно предложенному техническому решению,
она дополнительно включает устьевой комбинированный анализатор нефтесодержащей жидкости, соединенный входной линией жидкости с выходом из колонны лифтовых труб на поверхности скважины, а выходной - с общим коллектором, блокируемые запорными электроклапанами и соединенные байпасом, оснащенным запорным краном, связанными с наземной станцией управления, при этом каналы извлечения пластовых жидкостей снабжены обратными клапанами;
устьевой комбинированный анализатор нефтесодержащей жидкости содержит сепарационную емкость с датчиками верхнего и нижнего уровней и измерительную камеру с датчиками температуры, давления и резистивиметром;
сепарационная емкость анализатора нефтесодержащей жидкости выполнена с возможностью визуального определения количественного состава фаз нефтесодержащей жидкости.
Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленных способа эксплуатации многопластовой скважины и нефтедобывающей установки для его осуществления, отсутствуют. Следовательно, заявляемые технические решения соответствует условию патентоспособности «новизна».
Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемого технического решения, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемого технического решения преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемые технические решения соответствуют условию патентоспособности «изобретательский уровень».
Заявленные способ эксплуатации многопластовой скважины и нефтедобывающая установка для его осуществления могут быть эффективно использованы на нефтедобывающих скважинах. Следовательно, заявляемые технические решения соответствуют условию патентоспособности «промышленная применимость».
На приведенной фигуре схематично показана компоновка предлагаемой нефтедобывающей установки.
Сущность способа эксплуатации нефтедобывающей скважины заключается в избирательном извлечении нефтесодержащей жидкости из разных пластов через отдельные каналы с клапанами, установленными в рабочее положение с наземной станции управления в зависимости от параметров поступающих пластовых жидкостей, смешивании их и откачке смешанной жидкости по колонне лифтовых труб на поверхность скважины насосной установкой варьированием частоты вращения частотно-регулируемого электропривода, снабженного блоком телеметрии. Для задания рабочего положения каждого клапана измеряют значения параметров пластовой жидкости и сравнивают их с заданными технологическими параметрами. Ревизию жидкостей ведут статическим и динамическим анализами в составе следующих технологических параметров: дебит, давление, температура, химический состав, рН, содержание воды и твердых частиц, склонность к образованию твердого осадка и удельное сопротивление. Измерение параметров пластовых жидкостей проводят при отклонении параметров потока смешанных пластовых жидкостей за пределы заданных параметров путем отбора проб на выходе из колонны лифтовых труб, на которых выполняют ревизию смешанной жидкости на соответствие ее заданным технологическим параметрам. При отклонении значений за пределы заданных параметров поочередно проводят ревизию жидкостей каждого пласта путем открытия клапана в канале исследуемого пласта и закрытия клапанов в каналах для других пластов, для чего предыдущую жидкость из надпакерной полости и колонны лифтовых труб сливают в коллектор и замещают очередной поступающей пластовой жидкостью при откачке ее погружным насосом в колонну лифтовых труб, из которой многократно отбирают пробы. При определении в пробах одного или нескольких пластов жидкости с параметрами, выходящими за пределы заданных параметров, потоки жидкости из каждого пласта регулируют варьированием величины перекрытия клапаном соответствующего канала с частотой вращения электропривода насоса и фиксированием их значений на момент оптимизации параметров извлекаемой пластовой жидкости. По окончании ревизии пластовых жидкостей со станции управления клапаны в каналах устанавливают в ранее зафиксированные положения и осуществляют запуск насоса с наибольшей частотой вращения электропривода одного из пластов и увеличением частоты вращения электропривода с корреляцией на динамический уровень столба жидкости в надпакерной полости настраивают на оптимальный режим извлечения смешанной жидкости. Откачку смешанной жидкости ведут дифференцированным притоком пластовых жидкостей в надпакерную полость с поддержанием динамического уровня столба жидкости выше приема насоса под контролем датчика давления блока телеметрии ПЭД 4 в составе телемеханической системы (ТМС) управления скважиной. При этом дополнительно осуществляют отбор пробы извлекаемой смешанной жидкости с маркировкой емкости для анализа в аналитической лаборатории и сравнения с окончательными результатами проведенного анализа на соответствие ее заданным технологическим параметрам.
Нефтедобывающая установка для осуществления вышеуказанного способа эксплуатации многопластовой скважины содержит колонну лифтовых труб 1, электроприводной центробежный насос (ЭЦН) 2 с входным модулем 3 и частотно-регулируемым погружным электродвигателем (ПЭД) 4, оснащенным блоком телеметрии 5, связанные силовым кабелем 6 с наземной станцией управления (СУ) 7, блок регулирования потоков и учета извлекаемой жидкости (БРПУ) 8, содержащий датчики контроля параметров пластовых жидкостей с контрольно-измерительными приборами (КИП) на панели СУ 7, и регулируемые электроприводные клапаны (РЭК), установленные в обособленных каналах БРПУ 8, связанные ТМС, сообщающихся, с одной стороны, с входным модулем 3 ЭЦН 2 через радиальные окна 9 и надпакерную полость 10, а с другой, - с нефтеносными пластами I и II скважины, при этом каналы извлечения пластовых жидкостей снабжены обратными клапанами (условно не показаны), опорный пакер 11, соединенный с подводящим многоканальным патрубком 12 БРПУ 8 посредством многоканального разъемного соединения 13, забойный пакер 14, разобщающий нефтеносные пласты I и II в скважине, соединенный с хвостовиком 15 для извлечения пластовой жидкости из пласта II, и устьевой комбинированный анализатор 16 скважинной жидкости, содержащий сепарационную емкость с датчиками верхнего и нижнего уровней, выполненную с возможностью визуального определения количественного состава фаз нефтесодержащей жидкости, и измерительную камеру с датчиками температуры, давления и резистивиметром (условно не показаны), соединенный входной линией жидкости с выходом из колонны лифтовых труб 1 на поверхности скважины, а выходной - с общим коллектором (условно не показан), блокируемый с обеих сторон запорными электроклапанами 17, связанными с на-земной СУ 7. Вход и выход анализатора 16 снабжены запорными кранами 18 и соединены байпасом 19, оснащенным запорным краном 20.
Нефтедобывающая установка работает следующим образом.
В процессе эксплуатации многопластовой скважины периодически измеряют параметры смешанных извлекаемых пластовых жидкостей на пробах, отобранных из колонны лифтовых труб 1 устьевым комбинированным анализатором 16 жидкости. После отбора проб нефтесодержащей жидкости входную и выходную линии анализатора 16 запирают с наземной СУ 7 запорными электроклапанами 17, и на пробах в реальном времени проводят пофазные статические и динамические анализы в составе следующих технологических параметров: дебит, давление, температура, химический состав, рН, содержание воды и твердых частиц, склонность к образованию твердого осадка и удельное сопротивление, и по КИП на панели СУ 7 сравнивают их с заданными технологическими параметрами, после чего запорные электроклапана 17 открывают с наземной СУ 7 и пробы сливают в общий коллектор. При отклонении значений параметров в пробе смешанной нефтесодержащей жидкости за пределы заданных параметров, поочередно проводят ревизию параметров жидкостей каждого пласта I и II путем открытия РЭК в БРПУ 8 для исследуемого пласта и закрытия РЭК для других пластов с СУ 7 путем многократного отбора пробы исследуемой пластовой жидкости. Для этого перед каждым отбором последующей пробы открывают запорный кран 20 и предыдущую жидкость из полости колонны лифтовых труб 1 сливают через байпас 19 в коллектор и замещают последующей за ней исследуемой пластовой жидкостью с помощью ЭЦН 2, из которой на выходе из колонны лифтовых труб 1 осуществляют отбор пробы для ревизии. При определении в пробах из одного или нескольких пластов жидкости значений пластовой жидкости с параметрами, выходящими за пределы заданных параметров, потоки жидкости из каждого пласта I и II регулируют варьированием величины перекрытия клапаном соответствующего канала с частотой вращения ПЭД 4 ЭЦН 2 и фиксированием их значений на момент оптимизации параметров извлекаемой пластовой жидкости. По окончании ревизии пластовых жидкостей с СУ 7 клапаны в каналах устанавливают в ранее зафиксированные положения и осуществляют запуск ЭЦН 2 с наибольшей частотой вращения ПЭД 4 одного из пластов I и II и последующим увеличением частоты вращения ПЭД 4 настраивают на оптимальный режим извлечения смешанной жидкости с заданными технологическими параметрами путем увеличения частоты вращения ПЭД 4 ЭЦН 2 с корреляцией на динамический уровень столба жидкости в надпакерной полости 10 настраивают на оптимальный режим извлечения смешанной жидкости. После установки РЭК в БРПУ 8 в рабочие положения и частоты вращения ПЭД 4 осуществляют извлечение нефтесодержащей жидкости из пластов I и II скважины в заданном режиме дифференцированным притоком пластовых жидкостей в надпакерную полость с поддержанием динамического уровня столба жидкости выше приема насоса под контролем датчика давления блока телеметрии ПЭД 4, управляемое ТМС, а обратные клапаны, установленные в каналах извлечения пластовых жидкостей, исключают депрессию малодебитных нефтеносных пластов скважины более дебитными. При этом дополнительно осуществляют отбор пробы извлекаемой скважинной жидкости с маркировкой емкости для анализа в аналитической лаборатории и сравнения с окончательными результатами проведенного анализа на соответствие ее заданным технологическим параметрам.
Использование предлагаемых способа эксплуатации многопластовой скважины и нефтедобывающей установки для его осуществления позволит повысить эффективность эксплуатации нефтедобывающих скважин за счет повышения дебита и качества извлекаемой нефтесодержащей жидкости.