способ эксплуатации глубиннонасосной установки

Формула изобретения

Способ эксплуатации глубиннонасосной установки, включающий спуск глубинного насоса в скважину на штангах на заданную глубину, запуск насоса в работу с последующим подъемом скважинной жидкости на поверхность, снятие динамограммы и заполнение затрубного пространства рабочим агентом, отличающийся тем, что закачку рабочего агента в затрубное пространство скважины осуществляют в период остановки насоса, в качестве рабочего агента используют вязкоупругий состав с плотностью, меньшей плотности скважинной жидкости, с его последующим проталкиванием продавочной жидкостью, при этом объем V вязкоупругого состава рассчитывают в соответствии с выражением



+ Kn1r²₁, м³,

где R внутренний радиус обсадных труб, м;

r наружный радиус насосно-компрессорных труб, м;

соответственно максимальная и минимальная нагрузки на штанги, определяемые по динамограмме при движении плунжера вверх, кг;

соответственно максимальная и минимальная нагрузки на штанги, определяемые по динамограмме при движении плунжера вниз, кг;

_o предельное напряжение сдвига вязкоупругого состава, кг/м²;

K коэффициент, характеризующий состояние скважины на момент закачки вязкоупругого состава (k 1 100);

n число двойных ходов плунжера в 1 мин;

l длина хода полированного штока, м;

r₁ внутренний радиус насосно-компрессорных труб, м,

а объем продавочной жидкости определяют из выражения

V_п= [(H_сп-h_дин)



где H_сп глубина спуска насоса, м;

h_дин динамический уровень в затрубном пространстве при работе насоса, м;

_вус плотность вязкоупругого состава, кг/м³;

_п плотность продавочной жидкости, кг/м³.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при глубиннонасосной эксплуатации скважин.

Известна глубиннонасосная установка для добычи нефти, которая для уменьшения знакопеременных нагрузок дополнительно оборудуется вторым поршневым насосом и емкостью с маловязкой жидкостью, устанавливаемой на поверхности [1]

Недостатком этой установки является низкая производительность из-за наличия второго поршневого насоса, применение нестандартного оборудования и потребление дополнительной электроэнергии. Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ глубиннонасосной эксплуатации скважин, включающий спуск глубинного насоса в скважину на штангах на заданную глубину, запуск насоса в работу с последующим подъемом скважинной жидкости на поверхность, снятие динамограммы и заполнение затрубного пространства рабочим агентом. В качестве рабочего агента используют водный раствор полиакриламида [2]

Недостатком этого способа является невысокая эффективность при невысокой производительности насоса и коротком межремонтном периоде.

Целью изобретения является повышение эффективности эксплуатации установки за счет увеличения производительности насоса и увеличения межремонтного периода. Это позволит увеличить отбор нефти из скважины.

Это достигается тем, что в способе эксплуатации глубиннонасосной установки, включающем спуск глубинного насоса в скважину на штангах на заданную глубину, запуск насоса в работу с последующим подъемом скважинной жидкости на поверхность, снятие динамограммы и заполнение затрубного пространства рабочим реагентом, останавливают насос, последовательно закачивают вязкоупругий состав и продавочную жидкость в затрубное пространство, запускают насос в работу, при этом плотность вязкоупругого состава меньше плотности скважинной жидкости, причем объем вязкоупругого состава рассчитывают по формуле:

V + Knlr²₁, м³

(1) где R внутренний радиус обсадных труб, м;

r наружный радиус насосно-компрессорных труб, м;

F₁ F₁ F₁", где F₁ и F₁" соответственно максимальная и минимальная нагрузки на штанги, определяемые по динамограмме при движении плунжера вверх, кг;

F₂ F₂ F₂", где F₂ и F₂" соответственно максимальная и минимальная нагрузки на штанги, определяемые по динамограмме при движении плунжера вниз, кг;

_о предельное напряжение сдвига вязкоупругого состава, кг/м²;

К коэффициент, характеризующий состояние скважины на момент закачки вязкоупругого состава;

n число двойных ходов плунжера в минуту;

l длина хода полированного штока, м;

r₁ внутренний радиус насосно-компрессорных труб, м, а объем продавочной жидкости определяют из выражения:

V_п= [(H_сп-h_дин.) (R²-r²)-V] + Knlr²₁, м³

(2), где Н_сп. глубина спуска насоса, м;

h_дин. динамический уровень в затрубном пространстве при работе насоса, м;

_вус плотность вязкоупругого состава, кг/м³;

_п плотность продавочной жидкости, кг/м³.

Известно, что в процессе откачки жидкости при работе станка-качалки, приводящего в действие глубинный штанговый насос, вследствие действия инерционных сил в кинематических звеньях привода возникают вынужденные колебания.

Амплитуда этих колебаний может иметь большую величину и существенно влияет на механическую нагрузку в штангах.

Продольные колебания колонны насосно-компрессорных (НКТ) приводят к вибрации колонны, изгибу и обрыву штанг. При этом возникает необходимость в частом и дорогостоящем подземном ремонте.

Согласно изобретению в затрубное пространство закачивают вязкоупругий состав, который обеспечивает затухание продольных колебаний (по закону сообщающихся сосудов: НКТ затрубное пространство).

Объем закачки вязкоупругого состава рассчитывают из условия, что часть вязкоупругого состава идет на снижение амплитуды продольных колебаний, а другая его часть, равная K n l r₁², попадая в полость насоса, вбирает в себя скопившиеся твердые частицы у приема насоса и в клапанных узлах и выносит их на поверхность в момент запуска насоса в работу.

Тем самым увеличивается время безремонтной работы насоса, т.е. увеличивается межремонтный период.

Величина отбора нефти из скважины зависит от производительности насоса. На производительность насоса существенно влияют утечки жидкости как внутри насоса по зазору между плунжером и цилиндром, так и из насоса в скважину. Вязкоупругий состав, попадая в полость насоса и НКТ, образует микрослой на поверхностях цилиндра, плунжера и НКТ и уменьшает зазор. При этом уменьшаются утечки скважинной жидкости и увеличивается производительность насоса.

В продукции скважины, поступающей из пласта, может присутствовать свободный газ. При поступлении в цилиндр насоса газа вместе с жидкостью уменьшается степень наполнения цилиндра жидкостью, т.е. снижается производительность насоса.

При наличии вязкоупругого состава в затрубном пространстве свободный газ, выходя из пласта, следуя по пути наименьшего сопротивления, устремляется в затрубное пространство, минуя насос. Это связано с тем, что скорость всплытия пузырьков газа в вязкоупругой среде выше скорости всплытия пузырьков газа в вязкой среде (нефти, воде) [3]

Таким образом, газ не попадает в насос, следовательно, увеличивается производительность насоса.

Плотность вязкоупругого состава должна быть меньше плотности скважинной жидкости. Это необходимо для того, чтобы состав не седиментировал в интервал перфорации, где он может разрушиться под действием высокоминерализованных пластовых вод и образовать нерастворимые соединения, кольматирующие призабойную зону пласта.

Для подвода вязкоупругого состава в полость насоса и НКТ после закачки вязкоупругого состава в затрубное пространство закачивают продавочную жидкость.

В формуле расчета объема закачки вязкоупругого состава и продавочной жидкости коэффициент К, характеризующий состояние скважины на момент закачки вязкоупругого состава может изменяться от 1 до 100. Когда закачку вязкоупругого состава осуществляют сразу после спуска в скважину нового насоса, т.е. в тех случаях, когда насос до закачки не работал, выбирают К 1.

В случаях, когда вязкоупругий состав закачивают в скважину, проработавшую некоторое время без него, коэффициент К будет больше 1 и зависит от состояния внутрискважинного оборудования на данный момент, что оценивается по динамограмме.

Предлагаемый способ позволяет увеличить эффективность эксплуатации глубиннонасосной установки без подъема скважинного оборудования на поверхность. Кроме того, установку насоса осуществляют только на период закачки вязкоупругого состава и продавочной жидкости, т.е. на 1,5-2 часа.

Изобретение осуществляется следующим образом.

В скважину на штангах спускают глубинный насос на заданную глубину. Насос запускают в работу и начинают подъем скважинной жидкости на поверхность. Во время работы насоса с помощью динамографа снимают динамограмму. По динамограмме определяют максимальную и минимальную нагрузки на штанги. По форме динамограммы судят о различных нарушениях в работе насоса.

Далее выбирают вязкоупругий состав с плотностью меньше плотности скважинной жидкости.

Затем по формуле (1) определяют объем закачки вязкоупругого состава, а по формуле (2) определяют объем закачки выбранной продавочной жидкости.

После этого готовят вязкоупругий состав.

Далее производят остановку насоса для последовательной закачки вязкоупругого состава и продавочной жидкости в затрубное пространство.

По окончании закачки насос запускают в работу.

На фиг. 1 и 2 представлены динамограммы для конкретного осуществления примера 1, соответственно при работе насоса до закачки вязкоупругого состава и после закачки вязкоупругого состава; на фиг.3 и 4 аналогичные динамограммы для примера 2; на фиг.5 и 6 представлены динамограммы для примера 3.

П р и м е р 1. Скважина 1025 Бахметьевской площади Жирновского НГДУ АО "Нижневолжскнефть".

Искусственный забой 1035 м; интервалы перфорации 1017-1021, 1024-1028 м (пласт Б1); плотность скважинной жидкости при минимальной обводненности 46% 0,95 г/см³ (плотность нефти 0,859 г/см³, пластовой воды 1,08 г/см³); внутренний радиус обсадной колонны 0,076 м; наружный радиус насосно-компрессорных труб 0,03 м; внутренний радиус насосно-компрессорных труб 0,02 м.

В скважину на штангах спускают глубинный насос марки НСН-2-43 на глубину 1000 м. Насос запускают в работу, начинается подъем скважинной жидкости на поверхность. При этом дебит скважины составил 18 м³/сут. При работе насоса динамический уровень находился на глубине 616 м, число двойных ходов плунжера составило 8 в минуту, а длина хода полированного штока равна 1,7 м. С помощью динамографа была снята динамограмма, представленная на фиг.1. Скважина находилась в работе 72 сут.

В качестве вязкоупругого состава был выбран состав при следующем соотношении ингредиентов, мас. Полиакриламид 1,5 Сульфанол 0,05 Хромкалиевые квасцы 0,1 Вода 98,35

Этот состав обладает плотностью 0,9 г/см³ и предельным напряжением сдвига _о 21 кг/м².

По динамограмме (фиг.1) определяем F₁ и F₂

F₁ F₁ F₁" 1110 930 180 кг

F₂ F₂ F₂" 660 540 120 кг

Т. к. скважина проработала 72 сут до закачки вязкоупругого состава принимаем коэффициент К 10 (по динамограмме не отмечены существенные отклонения кроме продольных колебаний).

Определяем объем вязкоупругого состава, который необходимо закачать в затрубное пространство:

V + Knlr²₁

1081,73,140,0004 1,5 м³

В качестве продавочной жидкости использовали пластовую воду с плотностью 1,08 г/м³.

Рассчитываем объем продавочной жидкости, необходимой для закачки:

V_п= [(H_сп-h_дин.) (R²-r²)-V] + Knlr²₁

060)-1,5] +

1,5 м³ вязкоупругого состава приготовили в мерных емкостях цементировочного агрегата ЦА-320, для чего в емкости набрали 1,35 м³пресной воды и при непрерывной циркуляции вначале постепенно высыпали 20 кг порошка полиакриламида, не прекращая циркуляции к полученному водному раствору полиакриламида добавили 1 кг порошка сульфанола и после двухчасового перемешивания добавили водный раствор хромкалиевых квасцов (в 50 л воды растворили 1,5 кг квасцов). Полученную смесь перемешали в течение 15 мин.

Затем остановили работу насоса и последовательно закачали в затрубное пространство скважины 1,5 м³ вязкоупругого состава и 4,75 м³продавочной жидкости.

После этого насос запустили в работу. Через трое суток работы скважины сняли динамограмму (фиг.2).

Из анализа динамограммы видно, что при работе скважины с вязкоупругим составом в затрубном пространстве продольные колебания практически не наблюдаются. Дебит скважины увеличился на 33% и составил 24 м³/сут.

П р и м е р 2. Скважина 1039 Бахметьевской площади Жирновского НГДУ АО "Нижневолжскнефть".

Искусственный забой 1058 м; интервалы перфорации 1050-1055 м (пласт Б1); плотность скважинной жидкости при минимальной обводненности 56% 0,98 г/см³ (плотность нефти 0,859 г/см³, пластовой воды 1,08 г/см³); внутренний радиус обсадной колонны 0,076 м; наружный радиус насосно-компрессорных труб 0,0365 м; внутренний радиус насосно-компрессорных труб 0,0315 м.

В скважину на штангах спускают глубинный насос марки НСН-2-56 на глубину 604 м. Насос запускают в работу, начинается подъем скважинной жидкости на поверхность. При этом дебит скважины составил 32 м³/сут. При работе насоса динамический уровень находился на глубине 300 м, число двойных ходов плунжера составило 7 в мин, а длина полированного штока равна 2,1 м. С помощью динамографа была снята динамограмма, представленная на фиг.2 и 3. Скважина находилась в работе 156 сут.

В качестве вязкоупругого состава был выбран состав при следующем соотношении ингредиентов, мас. Полиакриламид 1,0 Гликоль 20,0 Бихромат калия 0,1 Едкий натрий 0,05 Сульфанол 0,05 Вода 78,8.

Этот состав обладает плотностью 0,95 г/см³ и предельным напряжением сдвига _о 22 кг/м².

По динамограмме (фиг.3) определяем F₁ и F₂

F₁ F₁ F₁" 2385 2101,5 283,5 кг

F₂ F₂ F₂" 1080 900 180,0 кг

F₁ F₂ 103,5 кг.

Учитывая данные анализа динамограммы, а также то, что после последнего подземного ремонта скважина проработала 156 сут принимаем К 30.

Определяем объем вязкоупругого состава, который необходимо закачать в затрубное пространство:

V + Knlr²₁

3072,13,140,0315² 2,7 м³

В качестве продавочной жидкости использовали нефть с плотностью 0,860 г/см³.

Рассчитываем объем продавочной жидкости, необходимой для закачки:

V_п= [(H_сп-h_дин.) (R²-r²)-V] + Knlr²₁

6-3)-2,7] +

2,7 м³ вязкоупругого состава приготовили в мерных емкостях цементировочного агрегата ЦА-320, для чего в емкости набрали 2,1 м³пресной воды и при непрерывной циркуляции вначале постепенно высыпали 27 кг порошка полиакриламида, не прекращая циркуляции, к полученному водному раствору полиакриламида добавили 1,35 кг порошка сульфанола, 540 кг гликоля, 2,7 кг бихромата калия и 1,35 кг едкого натрия. Полученную смесь перемешивали в течение 1 ч.

Затем остановили работу насоса и последовательно закачали в затрубное пространство скважины 2,7 м³ вязкоупругого состава и 3,2 м³продавочной жидкости.

После этого насос запустили в работу. Через трое суток работы скважины сняли динамограмму (фиг.4).

Из анализа динамограммы видно, что при работе скважины с вязкоупругим составом в затрубном пространстве значительно уменьшились продольные колебания и утечки в приемной и нагнетательной частях насоса. Дебит скважины увеличился на 16% и составил 37 м³/сут.

П р и м е р 3. Скважина 1053 Бахметьевской площади Жирновского НГДУ АО "Нижневолжскнефть".

Искусственный забой 1073 м; интервал перфорации 1056-1059 (пласт Б-1), плотность скважинной жидкости при минимальной обводненности 90% 1,06 г/см³ (плотность нефти 0,859 г/см³, плотность пластовой воды 1,08 г/см³); внутренний радиус обсадной колонны 0,076 м; наружный радиус насосно-компрессорных труб 0,03 м; внутренний радиус насосно-компрессорных труб 0,02 м.

В скважину на штангах опускают глубинный насос марки НСН-2-56 на глубину 808 м. Насос запускают в работу, начинается подъем скважинной жидкости на поверхность. При работе насоса с длиной хода полированного штока 2,1 м и числом двойных ходов плунжера 7 в минуту, дебит скважины составил 26 м³/cут. Динамический уровень находился на глубине 324 м. Скважина проработала 351 сут. С помощью динамографа была снята динамограмма, представленная на фиг.5.

В качестве вязкоупругого состава был выбран состав при следующем соотношении ингредиентов, мас. Полиакриламид 1,6 Хромкалиевые квасцы 0,1 Вода 98,3

Плотность этого состава 1,03 г/см³, а предельное напряжение сдвига _о 30 кг/м².

По динамограмме (фиг.5) определяем F₁ и F₂.

F₁ F₁ F₁" 2610 2430 180 кг

F₂ F₂ F₂" 1575 1305 270 кг

F₁ F₂ 270 -180 90 кг

Исходя из формы динамограммы, можно сделать вывод о наличии утечек в приемной и нагнетательной частях насоса. Учитывая продолжительность работы насоса (351 сут) и утечки в приемной и нагнетательной частях насоса, выбираем К 50.

Определяем объем вязкоупругого состава, который необходимо закачать в затрубное пространство:

V + Knlr²₁

+ 5072,13,140,02 2,3 м³

В качестве продавочной жидкости использовали пластовую воду с плотностью 1,08 г/см³.

Рассчитываем объем продавочной жидкости, необходимый для закачки.

00-03²)-2,3] +

2,3 м³ вязкоупругого состава приготовили в мерных емкостях ЦА-320 следующим образом: в емкость цементировочного агрегата набрали 2,25 м³пресной воды. Включив насос цементировочного агрегата, образовали циркуляцию воды в системе насос-емкость и постепенно засыпали полиакриламид в количестве 37 кг. Затем в 10 л пресной воды растворили 2,3 кг хромкалиевых квасцов и, не останавливая циркулирование водного раствора полиакриламида, постепенно добавили в него водный раствор хромкалиевых квасцов. Полученную смесь перемешали в течение 15 мин.

Затем последовательно закачали в затрубное пространство скважины 2,3 м³ вязкоупругого состава и 5,8 м³ продавочной жидкости.

После этого насос запустили в работу.

Через двое суток динамограмма (фиг.6) показала, что продольные колебания значительно снизились. Дебит скважины составил 40-45 м³/сут, т.е. увеличился на 65-70%