Способ и система добычи нефтегазовой смеси через скважину

005350 Предпосылки для создания изобретения Изобретение относится к способу и системе управления добычей сырой нефтегазовой смеси через нефтяную скважину, которая доходит до нефтеносного пласта, расположенного под газоносным пластом. Скважина может представлять собой скважину со свободным потоком, или же она может быть запущена с использованием транспортирующего газа, закачиваемого в нисходящую скважину в месте, где он обеспечивает снижение плотности притекающих к скважине жидкости и газа в выносной трубе. Динамическое регулирование закачивания транспортирующего газа в лифтовую колонну известно из европейских патентов 840836 и 945589 и из британских патентных заявок 2342109 и 2252797. Эти относящиеся к предшествующей технике ссылки не раскрывают мер, предусмотренных для предотвращения прорыва газа в скважину. Известно, что прорыв газа в скважину происходит тогда, когда нефть добывают из нефтеносного пласта, который относительно тонок и расположен под газоносным пластом, часто называемым газовой шапкой. Более низкое давление на дне вертикальной лифтовой колонны будет постепенно усиливать отбор нефти из нефтяного коллектора, который может сопровождаться захватом газа из расположенной над нефтеносным пластом газовой шапки. При этом, как правило, регулируют калибр наземного штуцера, или фонтанного штуцера, таким образом, чтобы ослабить прорыв газа в скважину, предотвращая тем самым истощение газовой шапки и избегая того, чтобы добыча нефти понижалась, а скважина преимущественно выдавала газ из нефтяной шапки. Если критическое снижение давления в пласте окажется непроизвольным образом превышенным, в результате постепенных изменений в газовом коллекторе может произойти полный прорыв газа к скважине. Это приведет к существенному снижению нефтедобычи и нежелательному истощению газовой шапки. Когда возникает полный прорыв газа в скважину, его можно остановить лишь путем возврата значительной части продукции, что ведет к задержке нефтедобычи. В международной патентной заявке WO 98/25005 раскрывается способ добычи нефти, при котором небольшое количество газа из газовой шапки закачивают в лифтовую колонну и управляют скоростью закачивания газа с помощью скважинного одноходового обратного клапана, который плохо приспособлен для этих целей и характеризуется низкой износостойкостью. По этой причине целью изобретения является предложение способа и системы, которые сделали бы возможной добычу нефти на грани прорыва газа к скважине, в процессе чего лишь ограниченное количество газа из газовой шапки захватывается добываемой нефтью. Этот газ снижает плотность притекающей к скважине среды в лифтовой колонне и, следовательно, повышает производительность скважины по нефти, но в то же время предотвращаются вызванные проскоком газа полный прорыв газа и замена добычи нефти добычей газа. Обычно газ, который используют для описанной выше стимуляции нефтедобычи, повторно закачивают в коллектор под давлением через предназначенные для этого нагнетательные скважины. Краткое содержание изобретения Способ добычи нефтегазовой смеси через скважину в соответствии с изобретением включает извлечение нефти из нефтеносного пласта, расположенного под газоносным пластом, в котором давлением притекающего к скважине потока смеси и/или скоростью добываемого потока управляют с помощью выпускного штуцера таким образом, чтобы уменьшить поверхность раздела нефти и газа в пласте вблизи зоны притока и ограничить количество газа, захватываемого притекающим к скважине флюидом, причем с помощью заданной программы регулируют отверстие выпускного штуцера, если рассчитанная задающей программой скорость притока к скважине отклоняется от желаемого уровня в течение периода времени менее 15 мин или даже, что более предпочтительно, в течение периода времени менее 5 мин. Таким образом, захваченный потоком нефти газ будет понижать плотность притекающей к скважине флюида смеси в лифтовой колонне и обусловленное этим снижение давления в области притока к скважине будет способствовать увеличению нефтедобычи. Однако в то же время предотвращается полный прорыв газового конуса в область притока скважины, поскольку полный прорыв газового конуса значительно понизил бы добычу нефти. Таким образом, способ согласно изобретению устанавливает баланс между добычей нефти и газа так, чтобы скважина все еще преимущественно выдавала нефть, находясь при этом на грани прорыва газа. Предпочтительно, чтобы давление притекающего к скважине потока и/или скорость добываемого потока регулировались динамически путем регулирования отверстия выпускного штуцера, расположенного ниже по направлению потока от зоны притока скважины с помощью задающей программы, которая рассчитывает среднюю скорость притока флюида к скважине на основе измеренных характеристик скважины. Выпускной штуцер может быть расположен в устье скважины или вблизи него и регулируется задающей программой, которая рассчитывает среднюю скорость притока флюида к скважине в устье скважины или вблизи него и которая регулирует отверстие выпускного штуцера при отклонениях вычисленного значения скорости от заданного. Скорость притока флюида к скважине может быть рассчитана с помощью датчиков давления, которые измеряют разность давления вдоль зоны сужения потока в устье скважины или вблизи него, и за-1 005350 дающей программы, которая рассчитывает скорость притока флюида к скважине на основе измеренной разности давлений вдоль зоны сужения потока. Малое время реакции выпускного штуцера в ответ на измеренное изменение производительности является важным фактором, поскольку скачкообразное нарастание поступления газа, или выброс газа,обычно ведет к повышенной производительности в устье скважины в течение нескольких минут. Однако поток нефти от скважины может иметь естественные флуктуации скорости, которые, как правило, длятся в течение периода менее приблизительно 5-15 мин. Эти естественные флуктуации могут быть отсеяны задающей программой путем включения в программу низкопропускного фильтра, который уменьшает флуктуации, длящиеся до 5-15 мин. Низкопропускной фильтр может быть запрограммирован для распознания типичного профиля и продолжительности таких естественных флуктуаций. Возможными фильтрующими системами, которые могут быть использованы для названной цели,являются фильтры со скользящим усреднением, такие как описаны в руководстве Yokogawa FCS FunctionManual IM 33G3C10-11E-CS, или экспоненциальные фильтры, такие как описаны другими поставщиками системы Distributed Control System. Приемлемым является ступенчатое уменьшение задающей программой отверстия выпускного штуцера, если рассчитанный приток флюида к скважине превосходит заданное значение, и ступенчатое увеличение отверстия выпускного штуцера, если рассчитанная скорость притока к скважине и/или объемный расход ниже заданного значения. Система для осуществления способа согласно изобретению включает штуцер переменного сечения для регулирования потока скважинной жидкости, блок управления для динамического регулирования отверстия штуцера с использованием программы, которая приспособлена для расчета скорости притока флюида к скважине и/или давления притекающего к скважине потока на основании измеренных характеристик скважины, и датчики давления и положения штуцера в устье скважины или вблизи него для передачи данных по измеренной производительности и положениям штуцера на блок управления, в котором программа выбрана так, что она позволяет регулировать отверстие выпускного штуцера, если рассчитанная программой скорость потока отклоняется от заданного уровня в течение периода времени менее 15 мин или, предпочтительно, в течение периода времени менее 5 мин. Если скважина оборудована средствами для закачки транспортирующего газа для использования их, по меньшей мере, в пусковой фазе скважины, в течение которой газ не засасывается вниз в область притока к скважине флюида, в систему может также входить система измерения и регулирования потока в месте приема транспортирующего газа, которая получает целевую установку на скорость потока закачиваемого транспортирующего газа из названного выше блока управления. Согласно изобретению система может быть оборудована средствами для пуска скважины в соответствии с установочным порядком открывания пускового штуцера и подачи транспортирующего газа, принимая при этом в расчет отклонения в измерениях в устье скважины. В скважине может находиться множество выносных труб, через которые нефть и газ поступают из разных зон притока, расположенных на разных уровнях нефтеносного пласта. Изобретение стало результатом детального анализа динамических явлений, возникающих в начальный период прорыва газа, которые показывают, что при переходе от нормальной работы к прорыву газа имеет место переходное изменение переменных, измеряемых в устье скважины. Эти переходные изменения происходят в то время, как газовый пузырь постепенно заменяет нефтегазовую смесь в вертикальной лифтовой колонне, начиная от дна выносной трубы. Рабочий эксперимент показал, что изменение отверстия выпускного штуцера незамедлительно воздействует на давление на дне лифтовой колонны и, соответственно, на перепад давления между зоной притока скважины и давления в порах в окружающих нефте- и газоносном пластах. Управляющее устройство в соответствии с изобретением преимущественно динамически регулирует штуцер в зависимости от изменений в измерениях в устье скважины таким образом, чтобы сдерживать газовый пузырь. Газовый прорыв полностью не разовьется, и производительность скважины будет продолжаться как ранее. Ранние признаки газового прорыва позволяют устройству управления поддерживать оптимальную производительность скважины. Это достигается подстройкой установки устройства управления. Установка устройства управления может регулироваться на основании оценки отношения газ/жидкость в жидкой продукции скважины. Эта оценка может производиться на основании наблюдения падения температуры в выпускном штуцере, которое сопоставляется с падением давления в выпускном штуцере. Описание предпочтительного варианта Ниже изобретение описывается более детально с использованием примера и ссылками на соответствующую фигуру, на которой схематически показана скважина, оборудованная динамически регулируемым выпускным штуцером в соответствии с изобретением. На фигуре показана скважина 1, которая производит смесь сырой нефти из нефтеносного пласта 2 и минимальное количество газа из газоносного пласта 3, причем эти пласты расположены под не пропускающим жидкость покровным пластом 4.-2 005350 В скважине 1 имеется приточная зона 5, где обсадная труба 6 имеет перфорации 7, через которые притекающий к скважине флюид поступает в ствол скважины. Лифтовая колонна 8 подвешена на устье 9 скважины, которое оборудовано выпускным штуцером 10, динамически регулирующим добычу притекающей к скважине нефтегазовой смеси через скважину 1. Лифтовая колонна 8 имеет на своем нижнем конце уплотнитель 11, который перекрывает межтрубное пространство 12 между лифтовой колонной 8 и обсадной трубой 6. Выпускной штуцер 10 позволяет регулировать скорость притекающей к скважине нефтегазовой смеси на таком высоком уровне, что начинает развиваться газовый конус 13 и в поток нефти, которая поступает в приточную зону 5 через перфорации 7, вовлекаются газовые пузыри 14. Газовые пузыри 14 снижают плотность жидкой смеси в лифтовой колонне 8 и, соответственно,снижают гидростатическое давление в приточной зоне 5 скважины, увеличивая тем самым перепад давления между приточной зоной 5 скважины и окружающим пластом в такой степени, что усиливается отбор нефти из нефтеносного пласта 2. Выпускной штуцер 10 оборудован блоком 15 управления, который регулирует степень его открытия с помощью задающей программы, выполненной с учетом поддержания постоянства объемного расхода нефти и газа, которая рассчитывает величину объемного расхода притекающей к скважине нефтегазовой смеси на основании измерений давления и, возможно, температуры, осуществляемых датчиками давления (р) и датчиками температуры (Т), которые замеряют давление и температуру до и после выпускного штуцера 10. Вслед за этим задающая программа рассчитывает производительность потока и норму отбора потока на основании закона Бернулли. Скважина 1 может быть также оборудована системой 20 подачи транспортирующего газа, которая закачивает транспортирующий газ через межтрубное пространство 12 и отверстие 21 в лифтовую колонну 8 с целью дополнительного понижения плотности притекающей к скважине нефтегазовой смеси в лифтовой колонне 8. Система 20 подачи транспортирующего газа оборудована регулирующим закачку транспортирующего газа клапаном 22, положение которого регулируется блоком 15 управления. Закачка транспортирующего газа может производиться до пусковой фазы скважины 1 и быть законченной тогда,когда в добываемой нефти окажется захваченным достаточное количество газа. Альтернативно, закачка транспортирующего газа может производиться до тех пор, пока осуществляется добыча нефти через скважину 1, в то время как скорость закачивания может быть снижена до заранее установленного низкого уровня после пусковой фазы скважины. В течение пусковой фазы выпускной штуцер 10 и клапан 22 закачки транспортирующего газа могут регулироваться вручную оператором и/или с помощью блока 15 управления, причем оператор может подстраивать и регулировать установки блока 15 управления. Предварительные исследования показали, что быстрое частичное прикрытие выпускного штуцера 10 в пределах нескольких минут после увеличения объема добычи, детектируемого блоком 15 управления, является достаточным для того, чтобы предотвратить развитие полного газового конуса, который заставил бы газ из газоносного пласта 3 двигаться в обход нефти из нефтеносного пласта 2. Предпочтительно, чтобы время реакции для частичного прикрытия выпускного штуцера 10 в ответ на рассчитанное повышение скорости объемной добычи и/или производительности было меньше 5-15 мин, в то время как естественные флуктуации скорости продолжительностью менее 5-15 мин распознавались и снижались с помощью низкопропускного фильтра, вводимого в задающую программу в блоке 15 управления. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ добычи нефтегазовой смеси через скважину, включающий извлечение нефти из нефтеносного пласта, который расположен под газоносным пластом, и регулирование давления притекающей к скважине нефтегазовой смеси и/или скорости добычи нефтегазовой смеси путем регулирования выпускного штуцера таким образом, чтобы уменьшить поверхность раздела нефти и газа в пласте вблизи приточной зоны и ограничить количество газа, захватываемого нефтегазовой смесью, отличающийся тем,что регулирование выпускного штуцера обеспечивают с помощью задающей программы таким образом,что сечение отверстия выпускного штуцера изменяется, если скорость притекающей к скважине нефтегазовой смеси, рассчитанная с помощью задающей программы, отклоняется от заданного уровня в течение периода времени менее 15 мин. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что стадия регулирования давления притекающей к скважине нефтегазовой смеси и/или скорости нефтегазовой смеси включает стадию динамического регулирования отверстия выпускного штуцера, расположенного ниже по направлению потока от зоны притока скважины с помощью задающей программы, которая выполнена с обеспечением расчета скважинного давления в зоне притока скважины на основании измеренных характеристик скважины. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что стадия регулирования давления притекающей к скважине нефтегазовой смеси и/или производительности включает стадию динамического регулирования отверстия выпускного штуцера, расположенного на пути движения нефтегазовой смеси в скважине после зоны притока в скважине с помощью задающей программы, которая выполнена с обеспечением расчета сред-3 005350 ней скорости притекающей к скважине нефтегазовой смеси на основании измерений производительности и регулирования отверстия выпускного штуцера в ответ на отклонение рассчитанной скорости от заданной скорости. 4. Способ по п.3, отличающийся тем, что выпускной штуцер расположен в устье скважины, при этом давление притекающей к скважине нефтегазовой смеси измеряют датчиками давления путем измерения разности давлений вдоль зоны сужения потока в устье скважины или вблизи него и с использованием задающей программы, приспособленной для расчета средней скорости притекающей к скважине нефтегазовой смеси на основании измеренной разности давления вдоль зоны сужения потока. 5. Способ по п.1, отличающийся тем, что с помощью заданной программы реализуют низкопропускной фильтр, обеспечивающий снижение скорости флуктуаций до 5-15 мин. 6. Способ по п.1, отличающийся тем, что с помощью заданной программы обеспечивают ступенчатое уменьшение отверстия выпускного штуцера, если рассчитанный приток к скважине нефтегазовой смеси превосходит заданное значение, и ступенчатое увеличение отверстия выпускного штуцера, если рассчитанная скорость притока к скважине нефтегазовой смеси и/или массовый расход ниже заданного значения. 7. Система для осуществления способа по любому из пп.1-6, включающая штуцер переменного сечения для регулирования потока скважинной жидкости, блок управления, выполненный с возможностью динамического регулирования отверстия штуцера с использованием задающей программы, выполненной с обеспечением расчета скорости притока к скважине нефтегазовой смеси и/или давления нефтегазовой смеси на основании измеренных характеристик скважины, и датчики давления, температуры и положения штуцера, расположенные в устье скважины или вблизи него с возможностью передачи данных по измеренной производительности и положению штуцера на блок управления, отличающаяся тем, что блок управления выполнен с возможностью регулирования отверстия выпускного штуцера с использованием заданной программы, если рассчитанная задающей программой скорость притока к скважине нефтегазовой смеси отклоняется от заданного уровня в течение периода времени менее 15 мин. 8. Система по п.7, отличающаяся тем, что скважина оборудована системой закачки транспортирующего газа с целью использования при пуске скважины, а также системой измерения и регулирования подачи транспортирующего газа, которая получает целевую установку на давление закачиваемого транспортирующего газа от блока управления. 9. Система по п.7 или 8, отличающаяся тем, что она выполнена с возможностью пуска скважины в соответствии с заданным порядком открывания штуцера и заданной установкой в отношении транспортирующего газа, принимая при этом в расчет отклонения в измерениях в устье скважины. 10. Система по пп.7, 8 или 9, отличающаяся тем, что скважина содержит множество выносных труб,через которые нефть и газ выносятся из разных зон притока, расположенных на разных уровнях нефтеносного пласта. 11. Система по любому из пп.7-10, отличающаяся тем, что содержит блок оценки отношения газ/жидкость, приспособленный для измерения разности температуры и разности давления в пределах выпускного штуцера и использования измеренного отношения между этими измеренными разностями давления и температуры для выдачи отношения газ/жидкость в добываемой скважиной нефтегазовой смеси, причем вывод блока оценки отношения газ/жидкость соединен с блоком управления для регулирования установок в блоке управления.