способ эксплуатации нефтяной скважины

Формула изобретения

Способ эксплуатации нефтяной скважины, включающий спуск в скважину, обобрудованную эксплуатационной колонной с участком перфорации напротив нефтяного пласта, на лифтовой колонне глубинного насоса с хвостовиком, на нижнем конце которого установлен обратный клапан, погружение насоса под динамический уровень и откачку нефти, отличающийся тем, что нижний конец хвостовика устанавливают не выше нижних отверстий участка перфорации, а внутренний диаметр d хвостовика выбирают из соотношения

где q секундный дебит скважины, см³/с.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче нефти при обводненности до 70% из низкопродуктивных горизонтов.

При эксплуатации малодебитных скважин содержание даже малого количества попутной пластовой воды приводит к ее постепенному накоплению в стволе скважины от насоса и до забоя. Это объясняется тем, что при низкой скорости подъема пластового флюида происходит его разделение на нефть и воду. Вода как более тяжелая начинает опускаться вниз относительно нефти, если скорость откачки нефти меньше скорости опускания воды. Столб воды под насосом создает повышенное давление на продуктивный горизонт. Увеличенное содержание воды часто приводит к образованию очень вязких и стойких эмульсий, вызывающих повышенное сопротивление поступающему из пласта флюиду. Из вязких эмульсий неудовлетворительно выделяется газ, что снижает коэффициент наполнения насоса. Все это снижает эффективность добычи нефти. Наличие значительного участка увеличенного сечения под насосом приводит к низкой скорости подъема пластового флюида в этой части. Это приводит к снижению пластовой температуры и ускорению выпадения парафина, смол и пр. Повышенное содержание воды по сравнению с пластовыми условиями ускоряет выпадение парафина и пр. А это отрицательно влияет на добычу нефти.

Известен способ эксплуатации нефтяной скважины, включающий спуск в скважину на лифтовой колонне глубинного штангового насоса с хвостовиком и фильтром на конце, погружение насоса в скважинную нефть, насыщенную газом с пластовой водой, и откачку нефти [1]

Так как нижний конец в хвостовике открытий, а из нефти постоянно выделяется газ (т.к. давление газонасыщения в подавляющем большинстве превышает давление от динамического уровня жидкости в скважине), то возникает сильная пульсация, проскакивание пачек газа из хвостовика в затрубное пространство. Это отрицательно влияет на добычу нефти. Кроме того, диаметр труб хвостовика и подъемных труб одинаков. Это не увязано со скоростью откачки скважинного флюида по хвостовику. Завышенный диаметр труб хвостовика приводит к пониженной скорости откачки флюида по хвостовику. В результате вода отделяется от нефти и опускается вниз. Поэтому происходит накопление воды и увеличение давления на продуктивный горизонт, что приводит к снижению дебита.

Не обосновывается глубина спуска нижнего конца хвостовика. Поэтому в практике хвостовики не допускают до зоны перфорации. В результате между нижним концом хвостовика и зоной перфорации возникает разрыв увеличенного сечения. Этот разрыв заполнен водой, которая представлена вязкой эмульсией, препятствующей прохождению пластового флюида. Нахождение нижнего конца хвостовика выше зоны перфорации приводит к осадконакоплению в этой части, что вызывает также снижение дебита. Нередко осадконакопление приводит к резкому падению дебита и вызывает необходимость внепланового ремонта скважины по чистке пробки в зоне перфорации. Таким образом, основной недостаток известного способа низкая эффективность добычи нефти, особенно при обводненности до 70%

Известен способ эксплуатации нефтяной скважины, включающий спуск в скважину, оборудованную эксплуатационной колонной с участком перфорации против нефтяного пласта, на лифтовой колонне глубинного насоса с хвостовиком, на нижнем конце которого установлен обратный клапан, погружение насоса под динамический уровень и откачку нефти [2]

В известном способе нижний конец хвостовика размещают над кровлей продуктивного пласта, что приводит к осадку накоплению в районе перфорации, что снижает дебит скважины.

Цель изобретения повышение эффективности добычи нефти при обводненности не более 70%

Для этого в скважину, оборудованную эксплуатационной колонной с участком перфорации против нефтяного пласта, спускают штанговый насос с хвостовиком и фильтром на конце. Производят погружение насоса в скважинную нефть, насыщенную газом с пластовой водой, и откачку нефти. Насос опускают под динамический уровень. Нижний конец хвостовика образуют обратным клапаном и устанавливают не выше нижних отверстий участка перфорации на уровне нефтяного пласта. Внутренний диаметр труб хвостовика определяют из соотношения:

d 0,35 (1) где d внутренний диаметр труб хвостовика, см;

q секундный дебит скважины, см³/с.

На чертеже показано скважинное оборудование в момент откачки нефти из скважины.

В нефтяную скважину спущена эксплуатационная колонна 1, имеющая участок 2 перфорации против нефтяного пласта 3. В эксплуатационную колонну 1 опущена лифтовая колонна 4 с глубинным штанговым насосом 5, трубным хвостовиком 6 и фильтром на конце. На нижнем конце хвостовика 6 размещен обратный клапан 7. При откачке нефти в затрубном пространстве устанавливается динамический уровень 9, соответствующий данной производительности насоса 5 (или дебиту скважины). В нижней части насоса 5 имеется всасывающий клапан 8.

Способ осуществляют следующим образом.

До спуска в скважину скважинного оборудования производят следующие расчеты. Определяют внутренний диаметр труб хвостовика 6 по формуле (1), после чего подбирают стандартные трубы, имеющие внутренний диаметр, наиболее близкий к расчетному (равный, меньше, но не больше). При таком подборе труб хвостовика 6 обеспечивается скорость подъема скважинной жидкости по хвостовику 6 больше, чем скорость опускания пластовой воды вниз. Это предотвращает накопление воды в призабойной зоне после запуска глубинного насоса 5 в работу.

Определяют глубину спуска насоса 5 под динамический уровень 9, исходя из следующего. При откачке нефти в затрубном пространстве скважины устанавливается соответствующий динамический уровень Н_д 9, соответствующий данной производительности насоса 5. Наблюдениями путем отбора проб из затрубного пространства установлено, что в затрубном пространстве между хвостовиком 6 и эксплуатационной колонной 1 находится нефть, имеющая удельный вес _н. В хвостовике находится откачиваемый из нефтяного пласта 3 пластовый флюид, имеющий удельный вес _ф. На уровне нефтяного пласта 3 давление жидкости, заполняющей хвостовик 6, будет равно давлению жидкости, находящейся в затрубном пространстве. Составим равенство:

Н_д х _н (Н_д h) х _ф. Сделав преобразование, получим:

h (2) где Н_д динамический уровень, замеренный от кровли пласта 3;

h глубина спуска наcоса 6 под динамический уровень 9;

_н- удельный вес нефти в затрубном пространстве скважины;

_ф- удельный вес пластового флюида, находящегося в момент откачки нефти в хвостовике 6.

При таком подборе глубины спуска насоса 5 исключаются случаи срыва подачи насосом 5. Одновременно эта глубина спуска насоса будет оптимальной в смысле гидравлических сопротивлений, которые в этом случае будут минимальными. Это облегчает условия работы насоса 5 и снижают утечки жидкости через насос 5.

Определяют прирост дебита скважины за счет снижения противодавления на нефтяной пласт 3. При добыче нефти без хвостовика и с хвостовиком 6, но без клапана 7 ниже насоса в скважине находится пластовая вода с уд. весом _п.в Тогда снижение скважинного давления будет равно:

P ( _{п.в. ф}) х Н_д/10 (3)

Дебит скважины изменяется пропорционально снижению динамического уровня (Репин Н.Н. и др. Технология механизированной добычи нефти. М. Недра, 1976, с. 85). Тогда прирост дебита от снижения скважинного давления составит:

q q x P/P (4)

После производства таких расчетов и подбора в соответствии с ними скважинного оборудования приступают к спуску его в скважину. При этом нужно, чтобы нижний конец хвостовика 6 находился на уровне нефтяного пласта 3. Наиболее оптимальный вариант, когда низ хвостовика 6 находится не выше нижних отверстий зоны 2 перфорации. В этом случае вся пластовая вода, мехпримеси (песок и пр. ) вместе с нефтью попадают через фильтр (а при его отсутствии через башмак хвостовика 6) в хвостовик 6 и далее к насосу 5. В результате не происходит накопление осадка в зоне перфорации 3 и снижения по этой причине дебита. После спуска в скважину скважинного оборудования насос 5 пускают в работу. В зависимости от производительности насоса 5 и характеристики нефтяного пласта 3 через некоторое время в скважине устанавливается динамический уровень 9. Скважинная жидкость, находящаяся в затрубном пространстве, полностью замещается на нефть. В хвостовике 6 находится чистый пластовый флюид.

Скважина работает следующим образом.

При неработающей скважине давление жидкости в хвостовике 6 и затрубном пространстве одинаковое. При повышении давления в хвостовике 6 его клапан 7 закрывается и отсекает хвостовик 6 снизу. При понижении давления клапан 7 открывается и сообщает хвостовик 6 с затрубным пространством и нефтяным пластом 3.

При ходе плунжера насоса 5 вниз его всасывающий клапан 8 закрывается и отсекает от хвостовика 6. Находящийся между плунжером и клапаном 8 пластовый флюид заходит через клапан плунжера в лифтовую колонну 4. В этот момент хвостовик 6 оказывается отсеченным с двух концов. Так как давление в нем ниже давления насыщения, то происходит интенсивное выделение нефтяного газа, находящегося в растворенном виде в пластовом флюиде. В результате давление разгазированной жидкости в замкнутом объеме хвостовика 6 становится равным давлению насыщения Р_нас. При ходе плунжера насоса вверх давление над всасывающим клапаном 8 снижается и становится меньше давления разгазированного флюида в хвостовике 6. Клапан 6 открывается и разгазированный флюид заходит из полости хвостовика 6 через клапан 8 и насос 5. Как только давление в системе хвостовик 6 клапан 8 и полость цилиндра насоса под плунжером станет меньше давления в скважине, клапан 7 открывается и разряжение передается в ствол скважины. Разрежение вызывает приток пластового флюида из нефтяного пласта 3, который заходит через клапан 7 в полость хвостовика 6. Приток продолжается до тех пор, пока плунжер насоса не пойдет вниз. В этот момент всасывающий клапан 8 насоса 5 закрывается вновь. Так как приток из пласта 3 прекратился, то клапан 7 хвостовика 6 тоже закрывается. Хвостовик вновь оказался отсеченным с двух сторон. Находящаяся над клапаном 8 жидкость начинает заходить через опускающийся вниз плунжер насоса 5 в полость лифтовой колоны 4. В последующем газ, находящийся в растворенном виде в пластовом флюиде в полости колонны 4, будет способствовать облегчению его подъема. В этот момент в полости запертого с обоих концов хвостовика 6 происходит выделение нефтяного газа и разгазирование пластового флюида, находящегося в нем. Но объем полости хвостовика ограничен, поэтому происходит незначительное выделение газа, так как быстро давление внутри хвостовика достигает давления насыщения. При ходе плунжера насоса 5 вверх давление в объеме между плунжером и клапаном 8 начинает снижаться. Как только оно станет меньше давления вверху полости хвостовика 6, всасывающий клапан 8 открывается и пластовый флюид под действием упругой энергии растворенного и выделившегося нефтяного газа начинает заходить в полость цилиндра насоса 5. В первоначальный момент давление пластового флюида, находящегося в хвостовике 6, воздействует снизу на плунжер насоса 5, облегчая его нагрузки и снижая величину утечек через насос 5. При дальнейшем ходе плунжера вверх это давление падает и становится меньше скважинного давления. Вновь клапан 7 открывается и из пласта заходит в скважину пластовый флюид, который заходит внутрь хвостовика 6 (а не в затрубное пространство, т.к. там постоянное давление, равное Н_д х _н х 0,1) и т.д. как описано выше.

П р и м е р. Способ опробовали на скважинах Старосамборского месторождения. Данные по усредненной скважине: глубина 3500 м, эксплуатационная колонна D 146 мм, зона перфорации 3370-3410 м, лифтовая колонна D 73 мм спущена на 2000 м, уд. вес нефти _н 0,84 г/см³, пластового флюида 1,03 г/см³, обводненность 32% газовый фактор 63, дебит скважины 12 м³/сут или 139 см³/с, Н_д 1810 м, Н 3310 м, Н 1560 м, _п.в. 1,15 г/см³.

Определяем внутренний диаметр хвостовика 6 по формуле (1): d 0,35x = 0,35 х 11,8 4,1 см или 41 мм. Принимаем НКТ D 48 мм с высаженными концами. В последующем проверим выбранные трубы на удовлетворение приросту дебита от снижения скважинного давления при применении предлагаемого способа.

Определяем глубину спуска насоса 5 под динамический уровень 9 Н_д по формуле (2).

h H 322 м

Глубина спуска глубинного штангового насоса будет равна

Н_н Н_д + n 1810 + 322 2132 м.

Определяем прирост добычи нефти от применения способа. Для этого, определим вначале снижение скважинного давления по формуле (3):

P (_п.в-_ф) (1,15-0,84) 0,31156 48,4 кг/см²

Тогда прирост добычи определим по формуле (4):

q q 12 3,23 м³/сут. q₁= q+q 15,2 м³/сут.

Проверим выбранные трубы с учетом увеличения дебита:

d 0,35 0,3513,6 4,76 cм

Таким образом, выбранные трубы из-за отсутствия других ближайших остаются в силе.

После этого спустили в скважину скважинное оборудование (сверху вниз): лифтовая колонна 4 из НКТ D 73 мм 2132 м, глубинный штанговый насос 5, хвостовик 6 из НКТ D 48 мм длиной 2288 м (низ хвостовика в подошве нефтяного пласта 3) и фильтр. Скважину пустили в работу. Через 2 ч работы дебит стабилизировался и стал равным 15,4 м³/сут. Опыт эксплуатации семи скважин в течение года показал, что увеличилось межремонтное время работы скважин, т.к. снизились нагрузки на штанговую колонну из-за улучшения условий подъема пластового флюида по лифтовой колонне 4, снизилось парафинообразование как в призабойной зоне, так и в лифтовой колонне 4. Увеличился дебит с 21 до 33%

Преимущества предлагаемого способа. Способ повышает эффективность добычи нефти с применением хвостовиков, улучшаются условия работы скважинного оборудования, что повышает межремонтный период работы скважин (по семи скважинам это повышение составило в среднем 18%). Все это приводит к снижению затрат на добычу нефти.