способ эксплуатации обводненной скважины

Формула изобретения

1. Способ эксплуатации обводненной скважины, который обеспечивает защиту плунжерной пары скважинных штанговых насосов от заклинивания и задира при добыче высокообводненных нефтей, включающий подачу к приему насоса нефти, обработанной противозадирным агентом, отличающийся тем, что в столб нефти в затрубном пространстве скважины подают ударную дозу противозадирного агента, а постепенное поступление обработанной нефти из затрубного пространства к приему насоса осуществляют за счет естественных колебаний давления в системе сбора продукции скважин, при этом по результатам периодического динамографирования штангового насоса при необходимости для обеспечения разового поступления обработанной нефти перекрывают затрубную задвижку на устьевой арматуре на период, достаточный для возрастания давления в затрубном пространстве скважины на 0,1-0,2 кгс/см ².

2. Способ эксплуатации обводненной скважины по п.1, отличающийся тем, что в качестве противозадирного агента используют ингибиторы - бактерициды типа СНПХ-1004, СНПХ-1007.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к области добычи нефти из скважин штанговыми насосами.

При подъеме нефти из скважин штанговыми насосами плунжерная пара смазывается добываемой жидкостью. Если добываемая жидкость безводная или малообводненная нефть, то ее смазывающая способность достаточна для нормальной работы плунжерной пары. Если же обводненность продукции высока (более 70-80%) из-за низкой ее смазывающей способности, работа плунжерной пары осложняется такими явлениями, как заклинивание плунжера, задир, катастрофический износ. Можно избежать упомянутых осложнений, если улучшить смазывающую способность добываемой продукции.

Известны способы повышения смазывающей способности углеводородных жидкостей, в частности масел, получаемых из нефтей, добавлением специальных присадок (Черножуков Н.И. Технология переработки нефти и газа. Ч.3. «Очистка нефтепродуктов и производство специальных продуктов». - М., «Химия», 1967, 360 с.).

Недостаток известного способа - дороговизна присадок, поэтому их применение оправдано лишь для улучшения эксплуатационных свойств смазочных свойств масел, но не сырой нефти.

Известен способ повышения смазывающей способности рабочей жидкости на основе воды путем добавления в нее композиции неионогенных и катионо-активных реагентов, который позволяет снизить износ насоса (а.с. «Рабочая жидкость для гидропоршневых насосов», №1281746, МПК⁷ F04В 47/04. БИ №1, 1987).

Недостаток - необходимость установки дозировочного оборудования на каждой скважине для подачи композиции, кроме того, при высокой обводненности продукции велик расход реагентов для обработки водной фазы продукции.

Таким образом, возникла проблема создания способа эксплуатации обводненной скважины, который обеспечивает защиту плунжерной пары от заклинивания, задира, катастрофического износа без использования дорогих присадок и дозировочного оборудования на каждой скважине.

Цель изобретения - создание способа эксплуатации обводненной скважины, который обеспечивает защиту плунжерной пары от заклинивания, задира, катастрофического износа путем подачи к приему насоса нефти, обработанной противозадирным агентом, при этом необходимо, чтобы агент не был дорогой специальной присадкой, а входил бы в ассортимент широко применяемых в нефтедобыче химических продуктов.

Поставленная цель достигается тем, что в столб нефти в затрубном пространстве скважины подают ударную дозу противозадирного агента, а постепенное поступление обработанной нефти из затрубного пространства к приему насоса осуществляют за счет естественных колебаний давления в системе сбора продукции скважин, при этом по результатам периодического динамографирования штангового насоса при необходимости для обеспечения разового поступления обработанной нефти перекрывают затрубную задвижку на устьевой арматуре на период, достаточный для возрастания давления в затрубном пространстве скважины на 0,1-0,2 кгс/см ².

Подача ударной дозы противозадирного агента производится следующим образом: к скважине подвозят реагент на автоцистерне, стравливают давление в затрубном пространстве и заливают (закачивают) необходимое количество рабочего раствора реагента в безводной нефти.

В скважине (см. фиг.4) от забоя до приема насоса находится столб воды, через который всплывают капли нефти и пузырьки газа, а в затрубном пространстве скважины находится столб нефти, в котором всплывают пузырьки газа. Залитый раствор реагента перемешивается с нефтью, находящейся в затрубном пространстве, за счет конвективных потоков и барботирования газом.

В системе сбора продукции скважин происходят естественные пульсации и колебания давления. Если давление в системе растет, то столб нефти из затрубного пространства частично вытесняется к приему насоса, если давление снижается - в затрубное пространство поступает некоторое количество свежей нефти. Таким образом, в результате изменений давления в системе сбора и затрубном пространстве скважин нефть, содержащая противозадирный агент, подается к приему насоса.

Для оценки действенности противозадирного агента проводят динамографирование штангового насоса. Если динамограмма показывает возрастание трения в плунжерной паре, это говорит о том, что темп поступления обработанной нефти к приему насоса недостаточен. В этом случае для обеспечения разовой подачи к приему насоса нефти, обработанной противозадирным агентом, временно перекрывают затрубную задвижку на устьевой арматуре на период, достаточный для возрастания давления в затрубном пространстве скважины на 0,1-0,2 кгс/см² . При этом к приему насоса вытесняется обработанная нефть в количестве, равном объему затрубного пространства, высотой 1-2 м. (см. фиг.4, Б). Как показывает практика, последействие одной такой обработки длится в течение 6-12 дней.

Лучшими специальными присадками к маслам являются высокохлорированные парафиновые углеводороды. Однако они дороги.

Среди широко применяемых в нефтедобыче химических продуктов имеются и такие, которые в своем составе содержат хлорированные углеводороды парафинового ряда, хлоргидраты аминопарафинов, продукты конденсации натриевой соли диизопропилдитиофосфорной кислоты с органическими хлорпроизводными. Обычно они относятся классу ингибиторов коррозии и бактерицидов.

Как показали стендовые эксперименты на машине трения, некоторые из них могут быть использованы по новому назначению, т.е. как противозадирные и снижающие износ агенты.

В частности, в качестве противозадирного агента хорошо себя показали ингибиторы-бактерициды типа СНПХ-1004 р, СНПХ-1007. Применение реагентов СНПХ-1004 р, СНПХ-1007 в скважинах показало, что они обеспечивают получение следующих положительных эффектов:

- Устранение задиров, уменьшение трения и износа в плунжерной паре;

- Ингибирование коррозии в скважине и выкидном трубопроводе;

- Бактерицидную обработку добываемой продукции.

Способ осуществляется следующим образом. При работе скважины, когда затрубное пространство скважины (см. фиг.4, А) свободно сообщается с выкидным трубопроводом, у приема насоса находится граница раздела между нефтью и водой (от забоя до приема насоса находится столб воды). Для устранения возможных осложнений в работе, таких как заклинивание плунжера, задир, катастрофический износ пары трения штангового насоса, к скважине подвозят реагент на автоцистерне 7, стравливают давление в затрубном пространстве 6 и заливают (закачивают) необходимое количество рабочего раствора реагента в безводной нефти. Раствор реагента закачивают в таком объеме, чтобы он частично заместил жидкость в штанговом насосе и в нижней части насосно-компрессорных труб. Этим достигается первичная обработка плужерной пары ударной дозой противозадирного агента.

При пуске скважины в работу сначала благоприятные условия трения в плунжерной паре обеспечиваются за счет первичной обработки пары, а в последующем - за счет поступления обработанной нефти из затрубного пространства к приему насоса, вызванных естественными колебаниями давления в системе сбора продукции скважин.

Пример использования №1

На фиг.1 и 2 и таблицах 1, 2 приведены результаты лабораторных экспериментов по подбору реагентов для осуществления способа защиты плунжерной пары.

Известно, что наименьшей смазывающей способностью обладает дистиллированная вода, поэтому из обводненной скважины отбирают пластовую воду и сравнивают ее смазывающую способность с дистиллированной: чем ближе пластовая вода к дистиллированной по интересующему нас параметру, тем больший эффект даст применение антифрикционных присадок к воде.

На фиг.1 и таблице 1 показана зависимость диаметра пятна износа от нагрузки для различных сред. Пятно износа, которое определяется на машине трения ЧШМ 3.1, является ГОСТированным показателем смазывающей способности среды. Чем больше пятно износа при прочих равных условиях, тем хуже смазывающие свойства жидкости.

Из графиков видно, что из трех испытанных сред наилучшими смазывающими способностями обладает пластовая вода+СНПХ-1004 р.

Таблица 1
Зависимость диаметра пятна износа от нагрузки
Р, кН	Д, мм
	вода дистиллированная	вода пластововая	пластовая вода + СНПХ-1004 р
0,2	0,5	0,25	0,15
0,4	0,7	0,45	0,35
0,6	2,2	0,66	0,5
0,7	2,6	1,08	0,6
0,9	3	2,15	0,8
1,27		2,8	2,0
1,6		3,3	2,26
2			2,5

Для определения оптимальной величины дозировки реагента исследуется пластовая вода без реагента и с различной величиной дозировки (фиг.2 и таблица 2).

Из графиков видно, что добавка 50 мг/л СНПХ-1004 р существенно улучшает смазывающие свойства пластовой воды. Дальнейший рост дозировок реагента приводит к дальнейшему улучшению смазывающих свойств пластовой воды, однако темп улучшения замедляется. Поэтому в данном случае оптимальной следует считать величину дозировки 200 мг/л СНПХ-1004 р.

Таким образом, видно, что при дозировке в пластовую воду 200 мг/л СНПХ-1004 можно улучшить ее смазывающую способность более чем в два раза. Однако при этом понадобится постоянная дозировка реагента.

Таблица 2
Зависимость диаметра пятна износа от нагрузки для различных величин дозировки
Р, кН	вода пластововая	пластовая вода + СНПХ-1004 р
		50 мг/л	200 мг/л	500 мг/л
0,2	0,25	0,2	0,17	0,15
0,4	0,45	0,4	0,25	0,2
0,6	0,66	0,55	0,33	0,247
0,7	1,08	1	0,7	0,6
0,9	2,15	2	1,49	1,289
1,27	2,8	2,5	1,85	1,583
1,6	3,3	3	2,2	1,949

Пример использования №2

На фиг.3 и таблице 3 приведены результаты лабораторных экспериментов по подбору реагентов для осуществления способа защиты плунжерной пары.

Методика экспериментов заключалась в следующем.

Для испытания на машине трения предварительно обезжиренные шарики помещались на 1 час в пластовую воду для формирования на их поверхности водяной пленки, а затем - на 5 минут в нефть, содержащую 2000 мг/л реагента СНПХ-1004 р. При этом активированная реагентом нефть практически полностью вытесняла водную пленку и гидрофобизировала поверхность шариков. Обработанные таким образом шарики помещались в кювету испытательной машины, заполненную пластовой водой. Испытания проводились в течение 20 суток, по 2 часа в сутки. В период между испытаниями шарики находились в водной среде.

Испытания показали, что и необработанная реагентом и обработанная нефть в первые 5 суток обладает высокой смазывающей способностью по сравнению с пластовой водой, в последующие сутки смазывающие свойства нефтяной пленки резко снижаются, а свойства обработанной реагентом - остаются достаточно высокими еще в течение 10 дней. Это объясняется тем, что пленка, содержащая в своем составе реагент СНПХ-1004 р, имеет более высокие структурно-механические свойства, лучшие показатели избирательного смачивания металлической поверхности в присутствии водной фазы и более высокую адгезию к металлу.

Таблица 3
Зависимость диаметра пятна износа от времени. Нагрузка - 0,8 кН
t, сут	вода пластовая	нефть	нефть + СНПХ1004 р
0	0	0	0
5	1,2	0,5	0,3
10	1,6	1,3	0,7
15	1,8	1,7	1,1
20	1,9	1,9	1,8