способ дуплихина добычи нефти

Формула изобретения

Способ добычи нефти, включающий подъем жидкости из скважины насосом, спущенным на насосно-компрессорных трубах под уровень с перепускным клапаном, накопление попутного газа в межтрубном пространстве насосно-компрессорных и обсадных труб и сброс избыточного давления газа подачей его в выкидную линию скважины, отличающийся тем, что подачу газа осуществляют в нижние трубы колонны насосно-компрессорных труб через перепускной клапан, установленный ниже зоны отложения парафина и образования песчаных пробок в насосно-компрессорных трубах на глубине спуска Н_кп, определяемой по формуле



где Н_п глубина зоны отложения парафина и образования песчаных пробок в колонне насосно-компрессорных труб, м;

Р_м и Р_в давления соответственно в межтрубном пространстве и выкидной линии на устье скважины, МПа;

_см- плотность газожидкостной смеси в межтрубном пространстве выше насоса, т/м³;

g ускорение свободного падения;

D_н-к.т и D_э соответственно наружный диаметр насосно-компрессорных труб и внутренний диаметр обсадных труб, мм,

причем подачу газа обеспечивают монотонно под избыточным давлением, отвечающим условию Р_м Р_в 0,5 МПа.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к способам добычи нефти из скважин и может быть использовано преимущественно в нефтедобывающей промышленности, в насосных скважинах с осложненными условиями эксплуатации.

Известны способы добычи нефти внутрискважинными насосами, согласно которыми штанговый глубинный насос (ШГН), электроцентробежный насос (ЭЦН) и электродиафрагменный насос (УЗДН) опускают в скважину на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) и откачку жидкости вверх осуществляют по трубам [1]

По известным способам накопившийся в межтрубном пространстве попутный газ под избыточным давлением периодически стравливают через перепускной клапан на устьевой арматуре в выкидную линию скважины.

Недостатком известных способов добычи является то, что при нарушениях оптимального режима работы насоса в скважине вследствие аномальности процесса нефтеотдачи и притока жидкости из пласта не обеспечивается восстановление режима энергией попутного газа. Кроме того, в осложненных скважинах известные способы добычи не обеспечивают безотказную работу насосных установок из-за абразивного износа песком рабочих элементов насоса. Песок выносится из пласта и попадает на прием насоса благодаря наличию в нефти попутного газа. После естественной сепарации газа и песка у приема насоса оставшаяся их часть вместе с жидкостью через насос попадает в колонну НКТ. Существенным недостатком известных способов является то, что одновременно с насыщением жидкости в трубах песком происходит снижение энергии газа за счет естественной сепарации у приема насоса. Это приводит к замедлению скорости подъема песка по трубам вверх. Одновременно вследствие выделения из потока свободного газа происходят выпадение парафина и коагуляция пескосодержащих парафиновых образований. Мигрируя в потоке, они укрепляются, вследствие чего столб жидкости в трубах тяжелеет. Процесс укрупнения пескосодержащих парафиновых образований сопровождается их гравитационным осаждением вниз по периферии потока по стенкам труб, отчего в колонне НКТ образуются парафиновые пробки полностью насыщенные песком. Одновременно снижается производительность насосной установки, а с образованием пробок в трубах происходит отказ установки (обрыв колонны штанг установок ШГН, перегрев кабельного ввода и потеря изоляции электрокабеля установок ЭЦН и ЭДН).

Известен способ подъема жидкости из скважины штанговым насосом, спущенным в скважину на колонне полых штанг с радиальными отверстиями в нижней части колонны [2] Радиальные отверстия сообщают полость колонны полых штанг с полостью колонны НКТ над плунжером насоса. По известному способу подъем жидкости осуществляют по колонне НКТ, а по полым штангам заканчивают от внешнего источника сжатый газ и вытесняют под давлением газа жидкость из полости штанг до выкида насоса. Использование насоса предусматривает снижение амплитуды нагрузок в точке подвеса штанговой колонны.

Недостатком известного способа является то, что для его применения требуется дополнительный источник энергии газа, кроме того, он не обеспечивает использование энергии газа для борьбы с отложнениями парафина и образованием песчаных пробок в трубах.

Известен способ эксплуатации скважин газлифтом, предусматривающий подъем жидкости на поверхность за счет энергии газа, подаваемого от внешнего источника через газлифтные клапаны в колонну НКТ [3] Известен также бескомпрессорный газлифт с использованием энергии газа вышележащего пласта [4] Однако известные газлифтные способы не могут быть использованы эффективно для добычи жидкости из насосных скважин вследствие высокой энергоемкости и низкого КПД газлифта. Требуются также значительные дополнительные капитальные затраты для оснащения насосных скважин газлифтом, что делает экономически выгодным его применение, особенно на поздней стадии разработки нефтяных месторождений.

Наиболее близким по технической сущности является способ эксплуатации внутрискважинного нефтедобывающего насоса [5] (прототип). Способ включает накопление попутного газа, поступающего из пласта в межтрубное пространство, до давления, равного гидродинамическому в НКТ работающей скважины, затем после повышения давления стравливание и сброс его через верхнюю трубу колонны НКТ в выкидную линию скважины. Способ предназначен лишь для облегчения запуска неработающей скважины в условиях низких температур.

Недостатком известного способа является то, что при размещении перепускного клапана на верхней трубе колонны НКТ не полностью используется энергия попутного газа, поступающего к приемнику насоса из пласта, для улучшения рабочих параметров насосных установок на осложненных скважинах. В результате насосные скважины эксплуатируются в неоптимальном режиме и, как следствие, снижается дебит скважин и возрастают удельные энергозатраты на подъем нефти.

Задачей изобретения является восстановление оптимального режима работы осложненных скважин, повышение их дебита и снижение удельных энергозатрат на подъем нефти за счет наиболее полного использования энергии попутного газа, поступающего к приему насоса из пласта вместе с нефтью.

Существенные признаки предлагаемого способа, обеспечивающие решение указанной задачи, заключаются в том, что в энергосберегающем способе добычи нефти Дуплихина, включающем подъем жидкости из скважины насосом, спущенным под уровень, накопление попутного газа в межтрубном пространстве и сброс избыточного давления газа подачей его через канал с перепускным клапаном в выкидную линию скважины, подачу газа осуществляют в нижние трубы колонны НКТ через перепускной клапан, установленный ниже зоны отложения парафина и образования песчаных пробок в трубах на глубине спуска, определяемой по формуле

,

где H_кп глубина спуска в скважину перепускного клапана, м;

H_п глубина зоны отложения парафина и образования песчаных пробок в колонне НКТ, м;

P_м и P_в давления соответственно в межтрубном пространстве и выкидной линии на устье скважины, МПа;

_см плотность газожидкостной смеси в межтрубном пространстве выше насоса, т/м³;

g ускорение свободного падения, м/с²;

(g 9,81 м/с²)

D_нкт и D_э диаметры соответственно наружный НКТ и внутренний обсадных труб, мм,

причем подачу газа обеспечивают монотонно под избыточным давлением путем перекрытия устья скважины канала сброса и подачи газа в выкидную линию, а его величину контролируют по разности давлений, отвечающей условию

P_м P_в 0,5 МПа (2)

Заявляемый способ отличается от прототипа местом подачи газа под избыточным давлением в колонну НКТ, определяемым по формуле (1), обеспечением его монотонной подачи под избыточным давлением путем перекрытия на устье скважины канала сброса и подачи газа в выкидную линию и величиной избыточного давления, контролируемой по разности давлений, отвечающей условию (2).

Эти отличия позволяют сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию "новизна".

Из современного уровня техники не известны другие технически решения, содержащие указанные отличительные признаки заявляемого способа. Это позволяет сделать вывод, что заявляемый способ имеет "изобретательский уровень".

На чертеже схематично показана компоновка оборудования, спускаемого в скважину, при использовании заявляемого способа.

Компоновка содержит насос 1 и перепускной клапан 2, опускаемые в скважину на колонне НКТ 3.

Для контроля за давлениями в межтрубном пространстве 4 и выкидной линии 5 скважины на устьевой арматуре 6 устанавливают манометры 7 и 8 соответственно.

Для осуществления способа насос 1 и перепускной клапан 2 опускают на колонне НКТ 3 в скважину на заданную глубину под уровень (на чертеже в качестве примера показан ШГН, для ЭЦН и ЭД компоновка аналогична). Устанавливают на одной из нижних труб колонны НКТ 3 перепускной клапан 2. Глубину спуска и место установки клапана 2 выбирают ниже зоны отложений в НКТ (парафина, песка). Определяют ее по формуле (1), содержащей три алгебраически слагаемые величины. Первая слагаемая формулы (1) учитывает глубину залегания зоны отложения парафина и песчаных пробок в колонне НКТ 3, вторая, причем вычитаемая, учитывает влияние на уровень в скважине разности давлений в межтрубном пространстве 4 и на уровень в скважине разности давлений в межтрубном пространстве 4 и выкидной линии 5 пропорционально отношениям площадей сечения колонны НКТ 3 и обсадных труб, и третья слагаемая - аномальность глубины залегания отложений в НКТ в зависимости от уровня в межтрубном пространстве 4, дебита скважины и газосодержания нефти.

После завершения спуска насоса 1 и перепускного клапана 2 на устье скважины перекрывают канал сброса давления и подачи газа 9 из межтрубного пространства 4 в выкидную линию 5 и запускают насос 1. С выходом скважины на постоянный режим к приему насоса из пласта вместе с нефтью поступает попутный газ. Часть объема газа в результате естественной сепарации у приема насоса 1 выделяется из нефти и накапливается в газовой полости над уровнем жидкости в межтрубном пространстве 4. По мере его накопления в межтрубном пространстве повышается давление, и уровень жидкости этим давлением оттесняется до перепускного клапана 2. После оттеснения уровня до перепуского клапана 2 происходит прорыв газа через клапан в потоке жидкости, откачиваемой вверх по колонне НКТ 3, затем в процессе работы насоса устанавливается монотонная подача газа под избыточным давлением через перепускной клапан 2 из межтрубного пространства в топок жидкости в НКТ. После установления избыточного давления скважина начинает функционировать в установившемся режиме. Согласно изобретению избыточное давление представляет собой разность между давлением в межтрубном пространстве 4 и давлением на выкидной линии 5. Значения этих давлений контролируют по манометрам 7 и 8, установленным на устьевой аппаратуре 6. Обеспечение моноточной подачи газа в колонну НКТ через перепускной клапан 2 приводит к дополнительному газированию потока нефти и тем самым уменьшению ее плотности по всей длине колонны. Пузырьки газа, попадая через перепускной клапан 2 в поток нефти, расширяются в объеме потока и сообщают ему дополнительную энергию. При этом повышается скорость подъема газированной нефти вверх. Дополнительное сообщение энергии попутного газа потоку способствует повышению скорости подъема нефти на трубах вверх, что создает условия, обеспечивающие равновесие движущихся систем. Этим самым устраняются причины, приводящие к увеличению пескосодержащих парафиновых образований в потоке, отложению парафина и образованию в трубах песчаных пробок.

Экспериментально получено, что при избыточном давлении на устье не менее чем 0,5 МПа обеспечивается монотонная подача газа через перепускной клапан 2 в колонну НКТ 3. Установлено, что при соблюдении условия P_м P_в 0,5 МПа насосная установка с перепускным клапаном 2 начинает функционировать стабильно и при этом повышается дебит скважины, что позволяет вывести ее на оптимальный режим. Как видно из табл.1, при избыточном давлении 0,5 3,9 МПа прирост дебита скважины составляет 9 11 м³/сут.

Экспериментально заявляемый способ испытан на скважинах 292/809, 270/1367 и 301/1200 Ермаковского нефтяного месторождения в Нижневартовском районе, скважины эксплуатируются соответственно ШГН, ЭЦН и ЭДН.

Пример 1. На скважине 292/809 осложняющими факторами являются обложения парафина в колонне НКТ с глубины 850 м и вынос песка в количестве 12г/л. Дебит скважины до внедрения заявляемого способа 9 м³/сут. (табл.1). КПД насоса 0,23, общий КПД насосной установки 0,15, удельные затраты электроэнергии 22,9 кВт.ч/т (табл. 2).

При испытаниях заявляемого способа штанговый насос типа НН-44-30-11 спустили на заданную глубину 1300 м под уровень жидкости, перепускной клапан 2 установили ниже зоны отложений в НКТ, определив по (1) глубину его спуска 970 м.

После запуска насосной установки задвижкой 10 на устьевой арматуре 6 перекрыли канал подачи газа и стравливания давления 9 в выкидную линию 5. С выходом скважины на постоянный режим по манометрам 7 и 8 наблюдали давления 4,5 МПа в межтрубном пространстве 4 и 0,6 МПа на выкидной линии 5. По этим данным величина избыточного давления в ходе эксперимента составила 3,9 МПа, что отвечает условию (2). В результате на скважине 292/809 установлено, что в ходе эксперимента обеспечивалась монотонная подача газа из межтрубного пространства 4 в колонну НКТ 3. Экспериментальные значения контролируемых параметров приведены в табл.1, откуда видно, что при избыточном давлении 3,9 МПа дебит скважины повысился до 18 м³/сут, а по сравнительным расчетам удельный расход электроэнергии на 1 т нефти после внедрения заявляемого способа снизился с 22,9 до 9,1 кВт.ч/т.

Пример 2. Скважина 270/1367 эксплуатируется ЭЦН-50-1550. Осложняющими факторами на скважине являются отложения парафина в колонне НКТ на глубине 700 м и вынос песка из пласта в количестве 11 г/л. Дебит скважины до внедрения заявляемого способа составил 33 м³/сут (табл. 1), КПД насоса 0,66, общий КПД насосной установки 0,31, удельные затраты электроэнергии 6,52 кВт. ч/т (табл. 2).

При испытаниях ЭНЦ-50-1550 спустили на глубину 1520 м, перепускной клапан установили ниже зоны отложения парафина в трубах, определив место его установки по формуле (1) на глубину 815 м.

После включения насосной установки перекрыли задвижкой 10 устьевой арматуры 6 канал 9. С выходом скважины на постоянный режим на устье скважины по манометрам 7 и 8 наблюдали давления: 2,0 МПа в межтрубном пространстве и 1,6 МПа на выкидной линии 5 скважины. Разность давлений по этим данным составила 0,5 МПа, что указывает на соблюдение условия (2) в ходе эксперимента. Из табл. 1 видно, что дебит скважины повысился с 33 до 44 м³/сут. По сравнительным расчетам удельный расход электроэнергии на 1 т нефти снизился с 6,5 до 5,3 кВт.ч/т (табл. 2).

Пример 3. На скважине 301/1200 осложняющими факторами являются отложения парафина в НКТ, начиная с глубины 700 м и вынос из пласта с нефтью межпримесей, песка в количестве 10,5 г/л. Дебит скважины до испытаний составил 3 м³/сут. (табл. 1), КПД насоса 0,3, общий КПД насосной установки 0,14, удельные затраты электроэнергии 6,94 кВтч/т (табл.2).

При испытаниях заявляемого способа электродиафрагменный насос типа ЭДН-10 спустили на глубину 1400 м, перепускной клапан 2 установили ниже зоны отложения парафина в НКТ, определив по формуле (1) глубину его спуска 815 м.

После запуска насосной установки на устье перекрыли задвижкой 10 канал подачи газа и стравливания давления 9 в выкидную линию 5. С выходом скважины на постоянный режим на устье по манометрам 7 и 8 наблюдали давления в межтрубном пространстве 4 0,6 МПа, а на выкидной линии 5 0,1 МПа. По этим данным разность давлений составила 0,5 МПа, что указывает на соблюдение условия (2). Результаты эксперимента на скважине 301/1200 показывают, что при избыточном давлении 0,5 МПа через перепускной клапан 2 в колонну НКТ 3 из межтрубного пространства 4 обеспечивалась монотонная подача газа. Это подтверждается приростом дебита скважины на 10 м³/сут (табл. 1). Из табл. 2 видно, что удельные расходы электроэнергии снизились с 6,94 до 4,64 кВт.ч/т после внедрения способа. Глубина спуска перепускного клапана 2 определена по формуле (1) и составила 815 м.

Замеры дебита на всех трех скважинах в ходе эксперимента осуществлены счетчиком ТОР-1 (погрешность 2%) групповых замерных установок "Спутник-А", уровни в скважинах определяли волномером СКУ-1М, удельные расходы электроэнергии расчетным путем с использованием экспериментальных данных дебитов скважин до и после использования заявляемого способа. Из табл.2 видно, что после внедрения заявляемого способа на скважинах удельный расход электроэнергии на подъем нефти снизился на 1,2 13,8 кВт.ч/т. Основным фактором, влияющим на этот показатель, является улучшение работы подъемника, т.е. колонны НКТ вследствие газирования потока нефти монотонной подачей в поток попутного газа из межтрубного пространства. При этом в колонне НКТ уменьшается плотность столба жидкости, что способствует повышению притока нефти из пласта и соответственно увеличению суточного дебита скважины. По данным эксперимента прирост дебита скважин составил 9 11 м³/сут (табл.1).

Испытания заявляемого способа показали, что его эффективность заключается в восстановлении оптимального режима работы осложненных скважин, повышении их дебита и снижении удельных энергозатрат на подъем нефти, причем оптимальный режим постоянно поддерживается избыточным давлением по (2). Эти результаты получены на базе существующего насосного оборудования действующих скважин. При этом потребовались лишь дополнительное оснащение каждой скважины перепускным клапаном и установка его ниже зоны отложения парафина и образования песчаных пробок в колонне НКТ на глубине, определяемой по формуле (1). Это подтверждает, что заявляемый способ является промышленно применимым.