НОВЫЙ СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ В ШТАНГОВЫХ ГЛУБИННО-НАСОСНЫХ СКВАЖИНАХ

НОВЫЙ СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ В ШТАНГОВЫХ ГЛУБИННО-НАСОСНЫХ СКВАЖИНАХ

Научная статья

Мустафаев С.Д.¹, Гулиев Р.А.^2, *, Ханалиев В.Б.³

¹ Азербайджанский Государственный Университет Нефти и Промышленности, Баку, Азербайджан;

² Нефтегазодобывающее управление имени «А.Д.Амирова», Баку, Азербайджан;

³ Нефтегазодобывающее управление имени «28 Мая», Баку, Азербайджан

* Корреспондирующий автор (vugar_khanaliyev[at]yahoo.com)

Аннотация

В старых нефтяных месторождениях, разрабатываемых в стадии истощения, большинство эксплуатационных скважин является штанговой глубинно-насосной.

Среди всех основных, широко-применяемых способов добычи нефти, эксплуатация месторождений этим типом глубинных насосов обладает самой высокой долговечностью и надежностью.

Долговечность штанговой глубинно-насосной установки составляет 150-200 лет. В качестве примера можно отметить нефтяное месторождение «Балаханы-Сабунчи-Раманы», которое разрабатывается начиная с XVIII-го века до сих пор.

Эти скважины в основном малодебитным, но имеются скважины такого типа, которые из глубины 4000 метров, поднимают жидкость на дневную поверхность с производительностью 400 м³/сут.

Известно что, мировая годовая добыча нефти составляет более 3-х миллиарда тон в год; 50%-ой этой добычи осуществляется этим механизированным способом эксплуатации.

Техническое обслуживание таких скважин по сравнению с другими, осуществляется легче, ремонт, монтаж и демонтаж тоже.

Если такими скважинами эксплуатируются залежи, которые характерны с интенсивным пескапроявлением, то при проведении исследований на установившихся режимах притока, вынуждены бывают остановить работу станка-качалки; при этом выполняют исследовательские операции, которые отнимают много времени и приводит к потерям в большом количестве добываемой нефти. Кроме этого нежелательного явления могут происходить следующие вид осложнений, аварии, неполадок, отказов и т.д.

Ключевые слова: пластовое давление, динамический уровень, статический уровень, столб жидкости, удельный вес смеси, эхограмм, динамограмм.

NEW METHOD FOR DETERMINING RESERVOIR PRESSURE IN SUCKER-ROD PUMP WELL

Research article

Mustafaev S. D.¹, Guliev R. A.^2, *, Khanaliev V. B.³

¹ Azerbaijan State Oil and Industry University Baku, Azerbaijan;

² Oil and Gas Production Department named after “AD Amirov”, Baku, Azerbaijan;

³ May 28 Oil and Gas Production Directorate, Baku, Azerbaijan

* Corresponding author (vugar_khanaliyev[at]yahoo.com)

Abstract

In old depleted oil fields, most of the production wells are a sucker rod pump.

Among all the main, widely used oil production methods, the exploitation of deposits by this type of deep pumps has the highest durability and reliability.

The durability of a sucker rod installation is 150-200 years. One of the examples is the Balakhany-Sabunchi-Ramana oil field, which has been developed since the 18^th century until now.

These wells are mostly sparse, but there are wells of this type, which raise fluid to the surface with a productivity of 400 m³/day from a depth of 4000 meters.

It is known that global annual oil production is more than 3 billion tons per year; 50% of this production is carried out by this mechanized exploitation method.

The maintenance of such wells as well as their repair, installation and dismantling is easier compared to others.

If such wells exploit deposits with intense sand formation, then when conducting studies at steady-state inflow modes, they have to stop the operation of the rocking machine; while doing research operations, which is time-consuming and leads to losses in a large amount of oil produced. In addition to this undesirable phenomenon, the following type of complications, accidents, malfunctions, failures, etc. can occur.

Keywords: reservoir pressure, dynamic level, static level, liquid column, specific gravity of the mixture, sonograms, dynamograms.

Введение

В 1967-ом году в городе Баку впервые предложен способ определения пластового давления в глубинно-насосных нефтяных скважинах без остановки работы станка-качалки [1]. Сущность этого способа заключается в следующем.

В затрубное пространство подливается или закачивается агрегатом жидкость и ее уровень поднимается выше статического положения, прослеживая падение уровня строится кривая восстановления динамического положения; строится характеристика насоса, проводится прямая касательная к прямолинейной характеристике насоса; точка касания дает глубину статического уровня, по которой определяется значение пластового давления с учетом глубины скважины.

В настоящей статье предлагается еще один способ определения пластового давления в таких же скважинах без остановки работы станка-качалки.

Этот способ резко отличается от вышеотмеченного и является более простым и легко выполняемым. Этот новый способ проводится следующим способом.

В затрубное пространство подливается вся продукция скважины непрерывно, уровень в скважине постепенно повышается и приближается к его статическому положению. В промысловой практике приблизительно известно время восстановления статического уровня.

После истечения этого времени, прекращается подлив и без задержки замеряется глубина статического уровня эхометром, после этого вычисляется значение пластового давления.

При остановке работы станка-качалки восходящий поток продукции скважины в кольцевом пространстве между колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) и колонны штанг прекращает свое движение и остается в покое до завершения исследовании. В течении этого периода частицы песка оседают вниз и собираются на плунжере насоса. После завершения исследования не задерживаясь станок-качалка включается в работу и происходит обрыв колонны штанг; бригада подземного ремонта с целью восстановления работу скважины осуществляет соответствующую работу. Этот вид аварии считается самой сложной при эксплуатации таких скважин. Ремонт таких скважин при таком виде аварии также отнимает много времени и приводит к потерям в добыче нефти, повышает частоту ремонтов, сокращает межремонтный период, уменьшает производительность скважины и повышает себестоимость добытой одной тонны нефти.

С целью устранения всех этих нежелательных явлений, при снятии индикаторных диаграмм в 1968-ом году в журнале «Нефтяное хозяйство» (НХ) была опубликована статья [1], где был предложен новый способ определения пластового давления в штанговых глубинно-насосных скважинах. Этот способ исследования применялся во многих нефтяных скважинах морских месторождений «Дарвин банкасы», «Северная складка – море», на месторождении острова «Пираллахи-Южная складка», на месторождении «Балаханы-Сабунчи-Раманы», на месторождениях «Локбатан-Пута-Гушхана», «Шабандаг-Шубаны-Аташгах-Ясамал дараси» и «Галмаз» НГДУ имени А.Д.Амирова (на суще).

Этот новый способ был опубликован также в статье [2] и 1970-щм году.

Сущность этого нового способа заключается в том что, в затрубное пространство работающей скважины подливается жидкость и уровень жидкости поднимается несколько метров выше своего статического положения, прекращается подлив и не задерживаясь прослеживается понижение уровня и строится кривая восстановления динамического уровня жидкости в скважине; строится также характеристика глубинного насоса, работающего в скважине; она получается в виде наклонной прямой. К кривой восстановления динамического уровня проводят касательную прямую, параллельную к построенной характеристике насоса; полученная точка касания дает статическое положение уровня жидкости в исследуемой скважине. Высота статического столба жидкости умножается на удельный вес смеси нефти и пластовой воды дает значение пластового давления; а значение удельного веса смеси вычисляется по значениям удельных весов нефти и пластовой воды, а также по значениям дебитов нефти и воды скважины.

Еще одним важным преимуществом этого способа заключается в том что, он дает возможность принудительно сократить время исследования, увеличивая дебит скважины до начала исследования [3].

Если штанговая глубинно-насосная скважина на продуцирует вязко-пластичную нефть без пластовой воды, то график восстановления динамического уровня жидкости в центральной части имеет отрезок параллельный к построенной характеристике насоса.

Об этом способе подробно изложено в монографии [5]. В работе [4] представлены полезные сведения о применении способа в штанговых насосных скважинах, продуцирующих вязко-пластичные нефти.

В настоящей статье предлагается еще один способ определения пластового давления в штанговых глубинно-насосных скважинах без остановки работы станка-качалки.

Сущность этого нового способа резко отличается от вышеизложенного способа и является более простым и легко осуществляемым.

Этот новый способ проводится следующим образом.

В затрубное пространство подливается вся продукция скважины непрерывно. При этом уровень жидкости в скважине постепенно повышается и приближается к его статическому положению. При подъеме уровня жидкости в скважине, динамическое забойное давление увеличивается и уменьшается приток жидкости из продуктивного пласта к скважине; пределом положения уровня является его статическое положение, при котором приток жидкости из пласта к скважине прекращается, то есть он превращается в нуль.

Глубина статического уровня жидкости замеряется эхометром аппаратно-программного комплекса «Квантор-4микро». Для уверенности уровень замеряется несколько раз; если получаются одинаковые результаты, это значит что, статический уровень определен правильно. Из глубины скважины вычитывается глубина статического уровня и определяется высота статического столба жидкости в скважине. Эта высота умножается на удельный вес смеси в добытой продукции, определяется значение пластового давления в работающей скважине без остановки станка-качалки.

Этот предлагаемый способ был применен в трех штанговых глубинно-насосных обводнивщихся нефтяных скважинах НГДУ имени «А.Д.Амирова» ПО «АЗНЕФТЬ» №№ 182, 248 и 852.

Рис. 1 – Результаты промысловых исследований до начала примечения способа

 

В табл. 1 приведены технические и технологические характеристики этих скважин.

Исследования начались во всех этих скважинах 22.10.2019 г. В этих скважинах посредством динамометра снимались динамограммы и с помощью эхометра отбивались динамические уровни, соответствующие к своим технологическим режимам работы.

На рис. 1, представлены графики и динамограммы всех трех исследуемых скважин. Как видно из этого рисунка, максимальная нагрузка действующая головке балансира станка-качалки составляет по скважине №182-775 кг; по скважине №248-980 кг и по скважине №852-1410 кг.

Эхометром отбивались глубины динамического уровня жидкости, которые получились: по скважине №182-224м, по скважине №248-414м и по скважине №852-352м.

Время замера уровней по скважине №182-13:51 ч., по скважине №248-15:03 ч. и по скважине №852-15:41 часов.

Замера глубин статического уровня провиделись 23.10.2019 в этих скважинах. По ним динамометром снимались вторые динамограммы и отвивались эхометром глубины статического уровня в исследуемых скважинах.

На рис. 2, значения максимальных нагрузок, действующих головке балансира станка-качалки следующие: по скважине №182-780 кг; по скважине №248-1190 кг и №852-1500 кг.

Значения глубин статического уровня определялись: по скважине №182-202 м.; по скважине №248-338 м. и №852-332 м.

Времени снятия динамограмм и замера глубины статического уровня жидкости следующие: по скважине №182-10:09 ч., по скважине №248-09:44 ч. и по скважине №852-09:21 часов.

Глубины скважин следующие: по скважине №182-456 м.; по скважине №248-543 м. и №852-453 м.

Высоты статического столба жидкости составляли: по скважине №182: 456-202=254 м.; по скважине №248: 543-338=205 м. и №852: 453-332=121 м.

Плотность нефти IV-го горизонта составляет по скважине №182 составляет 0,9215 г/см³, того же горизонта по скважине №852 составляет 0,8973 г/см³ и горизонта nVI по скважине №248 составляет 0,8893 г/см³.

Плотность пластовой воды IV-го горизонта составляет по скважине №182 составляет 1,0358 г/см³, того же горизонта по скважине №852 составляет 1,0347 г/см³ и горизонта nVI по скважине №248 составляет 1,0165 г/см³.

Ниже учитывая значения удельных весов нефти и воды, дебиты нефти и воды скважин рассчитывались удельные весы продукций (смесей нефти и воды) исследуемых скважин по следующей формуле:

   (1)

и получены:

по скважине №182:  ;

по скважине №248:  ;

по скважине №852:  .

Учитывая значения замеренных высот статических столбов жидкости в скважинах и удельные весы продукций (смесей) скважин вычислялись значения пластового давления по исследованным скважинам следующей формулой (Табл. 2):

Рис. 2 – Результаты промысловых исследований в конце примечения способа

Таблица 1 – Информация об исследованных скважинах

Таблица 2 – Результаты исследовательских работ на скважинах

     (2)

и получены следующие значения:

по скважине №182:  ;

по скважине №248:  ;

по скважине №852:  .

С целью определения значений депрессий, прилагаемых в исследуемых скважинах при своих технологических режимах работы, сперва вычислены значения динамических забойных давлений в своих режимах притока.

по скважине №182:  ;

по скважине №248:  ;

по скважине №852:  .

Затем от значений пластового давления вычитывались значения динамического забойного давления скважин и найдены значения депрессий, прилагаемых в исследуемых скважинах в своих режимах.

     (3) по скважине №182:  ;   по скважине №248:  ;   по скважине №852: .  

Как видно, в скважинах №182 и №852 имеется возможность повысить значение депрессии и увеличивать дебит нефти.

Выводы

1. В статье предложен новый способ определения пластового давления в штанговых глубинно-насосных нефтяных скважинах без остановки работы станка-качалки, который является самым простым и легко осуществляемым.
2. Этот способ осуществляется путем перевода полную продукцию скважины в затрубное пространство, в результате этого уровень жидкости в скважине со временем подлимается, и расход продукции, поступающий из пласта к скважине уменьшается.
3. После течения периода, по значению равного времени восстановления забойного давления, остановливается работа скважины и не задерживаясь замеряется глубина статического уровня жидкости в скважине.
4. Учитывая глубины исследуемой скважины (т.е. глубины среднего отверстия забойного фильтра) и удельного веса продукции скважины, состоящей из нефти и пластовой воды, определяется значение пластового давление.
5. Зная значение пластового давления возможно принять решение о повышении значения депресии.

Конфликт интересов Не указан.

Conflict of Interest None declared.

Список литературы / References

1. Алиев И.М. «К вопросу определения пластового давления в глубиннонасосных скважинах при откачке ненютоновских нефтей» / Алиев И.М., Мустафаев С.Д., Байрамов А.А., Османов Э.Н. Ученые записки, Азерб. ин-т. нефти и химии, 1974, сер. 9, №7, 6 стр.
2. Мамедов З.И. «Принудительное изменение времени определения пластового давления глубиннонасосных скважин» / Мамедов З.И., Мустафаев С.Д., Байрамов А.А. Известия высш.учеб.зав.-й «Нефть и газ», №6, 1971г., стр. 33-36
3. Мустафаев С.Д. «Новый метод определения пластового давления в глубиннонасосных скважинах» / Мустафаев С.Д. НХ, №8, 1968 г., 4 стр.
4. Мустафаев С.Д. «Новый прием определения пластового давления глубиннонасосных скважин» / Мустафаев С.Д. // Труды Уфимского нефтяного института, Физико-химия и разработка нефтяного пласта, Выпуск VI, 1970 г., Москва «Недра».
5. Mustafayev S.D. Quyuların ştanqlı dərinlik nasos üsulu ilə istismarı / Mustafayev S.D., Bakı-Elm-2010, 677 səh., səh. 404-421

Список литературы на английском языке / References in English

1. Aliev I.M. K voprosu opredeleniya plastovogo davleniya v glubinnonasosnykh skvazhinakh pri otkachke nenyutonovskikh neftey [On issue of determining reservoir pressure in deep pump wells for pumping non-Newtonian oils] / Aliev I.M., Mustafayev S.D., Bayramov A.A., Osmanov E.N. // Uchenyye zapiski, Azerb. in-t. nefti i khimii [Uchenye Zapiski, Azerb. Institute nefti i khimii [Scientific notes of Azerb. Institute Petroleum and Chemistry] – 1974, – 9, – No. 7. –  6 pp. [in Russian]
2. Mamedov Z.I. Prinuditel'noye izmeneniye vremeni opredeleniya plastovogo davleniya glubinnonasosnykh skvazhin [Forced change in time for determining reservoir pressure of deep pump wells] / Mamedov Z.I., Mustafaev S.D., Bayramov A.A. // Izv. Vyssh.Uceb.Zav. “Neft I gaz” [Bulletin of univ. “Oil and Gas”], – No. 6, – 1971, – pp. 33-36 [in Russian]
3. Mustafaev S.D. Novyy metod opredeleniya plastovogo davleniya v glubinnonasosnykh skvazhinakh [New method for determining reservoir pressure in deep pump wells] / Mustafaev S.D. – NKh, – No. 8, – 1968, – 4 pp. [in Russian]
4. Mustafaev S.D. Novyy priyem opredeleniya plastovogo davleniya glubinnonasosnykh skvazhin», Trudy Ufimskogo neftyanogo instituta, Fiziko-khimiya i razrabotka neftyanogo plasta [New method for determining reservoir pressure of deep pump wells] / Mustafaev S.D. // [Proceedings of the Ufa Petroleum Institute, Physicochemistry and development of an oil reservoir], – Issue VI, – 1970, – Moscow Nedra. [in Russian]
5. Mustafayev S.D. Quyuların ştanqlı dərinlik nasos üsulu ilə istismarı / Mustafayev S.D. Bakı-Elm-2010, 677 p., 404-421