Способ эксплуатации скважин

Способ эксплуатации скважин

Реферат

 

Способ эксплуатации скважин относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к области эксплуатации скважин, оборудованных насосами, и может быть использован при добыче нефтей с высоким содержанием парафинов. Техническим результатом является повышение эффективности эксплуатации скважин за счет предотвращения отложений парафина в нефтепромысловом оборудовании и сохранения оптимального режима работы насоса. Способ эксплуатации скважин осуществляют в следующей последовательности. В скважину спускают насос и размещают его прием под динамический уровень флюида в интервале глубины, в котором давление на приеме насоса ниже критического давления основных газовых компонентов добываемого флюида, но не ниже 3 МПа. Откачку флюида осуществляют одновременно с отбором газа из затрубного пространства. Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа эксплуатации скважин складывается за счет сохранения оптимального режима работы насоса и повышения эффективности эксплуатации скважин за счет предотвращения отложений парафина на стенках нефтепромыслового оборудования, в результате исключаются затраты, связанные с приобретением и доставкой химических реагентов для промывки скважин и потери от их простоя.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к области эксплуатации скважин, оборудованных насосами, и может быть использовано при добыче нефтей с высоким содержанием парафинов.

Известен способ эксплуатации скважин, включающий откачку насосом пластового флюида по насосно-компрессорным трубам при открытой задвижке на затрубном пространстве (см. а.с., SU 1775550, кл. E 21 B 45/00, заявл. 23.01.90 г. ).

Этот способ позволяет повысить эффективность эксплуатации скважин путем обеспечения возможности регулирования режима работы насоса.

Однако, при добыче нефтей с высоким содержанием парафинов применение способа не исключает осложнений, связанных с их отложением на нефтепромысловом оборудовании - насосно-компрессорных трубах (НКТ), штанге, глубинном насосе, что влияет на режим работы насоса и эффективность эксплуатации скважины.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности является способ эксплуатации скважин (см. кн. Оркин К.Г. и Юрчук А.М. "Расчеты в технологии и технике добычи нефти", М.: Недра, 1967, с. 338-341).

Известный способ эксплуатации скважин осуществляется в следующей последовательности.

В скважину на НКТ спускают насос под динамический уровень жидкости на глубину, где давление на приеме насоса становится выше давления газонасыщения добываемой нефти. Увеличение глубины погружения насоса под динамический уровень приводит к уменьшению количества газа, подаваемого в насос вместе с жидкостью, в связи с чем улучшаются его эксплуатационные характеристики.

Применение данного способа позволяет повысить эффективность эксплуатации скважин за счет увеличения подачи и коэффициента полезного действия (КПД) насоса.

Однако, при добыче нефти с высоким содержанием парафинов эффективность добычи снижается в результате отложений парафина в насосе и НКТ. Применение известного способа не предотвращает эти отложения.

Решаемая техническая задача состоит в том, что необходимо создать такой способ эксплуатации скважин, который обеспечивал бы максимально возможную эффективность добычи нефти.

Целью предлагаемого способа является повышение эффективности эксплуатации скважин за счет предотвращения отложений парафина в нефтепромысловом оборудовании и сохранения оптимального режима работы насоса.

Поставленная цель достигается описываемым способом эксплуатации скважин, включающим спуск глубинного насоса и размещение приема насоса под динамическим уровнем флюида и его откачку.

Новым является то, что размещение приема насоса производят на глубину, при которой давление на его приеме ниже критического давления основных газовых компонентов добываемого флюида, но не ниже 3 МПа, а откачку флюида осуществляют одновременно с отбором газа из затрубного пространства.

Анализ известных аналогичных решений позволяет сделать вывод от отсутствии в них признаков, сходных с отличительными признаками в заявленном способе, т. е. о соответствии заявленного технического решения критерию "существенные отличия".

Способ осуществляют в следующей последовательности.

На месторождении выбирают скважину, эффективность эксплуатации которой низка из-за многочисленных ремонтов, вызванных отложением парафинов в НКТ и насосе. Скважину промывают известными способами (дистиллятом, горячей нефтью или растворами поверхностно-активных веществ) для удаления отложений. По геолого-техническим данным скважины рассчитывают, в каком материале глубины под динамическим уровнем жидкости давление будет ниже критического давления основных газовых компонентов добываемого флюида, но не ниже 3 МПа. Затем на рассчитанную глубину опускают насос. После чего к затрубному пространству скважины подсоединяют эжектор или вакуум-насос для отбора газа из затрубья. Затем скважину пускают в эксплуатацию: откачку пластового флюида осуществляют с одновременным отбором газа из затрубного пространства.

В результате применения предлагаемого способа происходит выделение газа из нефти до поступления добываемой жидкости в насос. Это способствует образованию микрокристаллов парафина в объеме нефти, а не на стенках нефтепромыслового оборудования. При давлении ниже 4 МПа из нефти выделяются ее основные газовые составляющие (метан, этан, пропан, значения критических давлений которых находятся в пределах 4,8-4,2 МПа). Выделяющиеся газы отводятся через межтрубную задвижку в линию.

Способ обеспечивает также надежную работу насоса за счет предотвращения кавитации, обусловленной выделением газа из состава нефти, т.к. известно (см. "Справочная книга по добыче нефти" под ред. Е.И.Петровой, М.: Недра, 1974 г., с. 408), что присутствие свободного газа в жидкости, поступающей в насос, при значениях давления на входе P_вх=3 МПа, заметно не искажает рабочие характеристики насоса.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает повышение эффективности эксплуатации скважин за счет предотвращения отложений парафина в нефтепромысловом оборудовании и сохранения оптимального режима работы насоса.

Пример конкретного выполнения способов.

Способ был испытан в промысловых условиях на двух скважинах НГДУ "Бавлынефть".

В скважине N 302у до применения способа в течение года было проведено 13 промывок дистиллятом и 1% раствором поверхностно-активного вещества МЛ-80 и один ремонт в связи с отложениями парафина в НКТ. Насос был спущен на глубину H_сп = 987 м, динамический уровень H_д = 415 м, давление в затрубье P_з= 2 МПа, плотность нефти _н = 0,803 г/см³. Давление на приеме насоса (P_вх) определялось двумя составляющими: давлением веса столба нефти от динамического уровня до приема насоса и давлением газа в затрубном пространстве.

P_вх=P_з+0,10,1 _н (H_сп-H_д)=2,0+0,10,10,803572=6,6 МПа.

При таком давлении основные газовые составляющие нефти находятся в растворенном состоянии. Процесс разгазирования происходит либо в насосе, либо в НКТ с выделением парафина на стенках оборудования, что, в конечном итоге, приводит к остановке работы скважины.

Для предотвращения указанных осложнений по предлагаемому способу рассчитывают интервал спуска насоса под динамический уровень: Т. к. P_вх должно быть ниже критического давления основных газовых компонентов добываемого флюида, т.е. для рассматриваемой скважины менее 4 МПа, но не ниже 3 МПа, а давлением P_з можно пренебречь в связи с удалением газа из затрубного пространства, то интервал глубины спуска насоса равен: Насос спустили на глубину 850 м. К затрубному пространству подсоединили вакуум-насос. Всю систему пустили в работу.

При эксплуатации данной скважины с применением предложенного способа в течение года беспрерывной работы отложений парафина не наблюдалось.

Аналогичные исследования были проведены на скважине 10515: H_сп=1310 м, H_д=371 м, P_з= 2,0 - 5,0 МПа, _н = 0,802 г/см³.

За год было произведено 20 промывок и 1 ремонт. По расчетам при таких условиях давление на приеме насоса: P_вх=5,0 - 0,10,10,802 (1310-371)=12,5 МПа.

Для предотвращения отложений парафина насос должен быть спущен в интервал 745-870 м. Спустили на глубину 800 м. При откачке пластового флюида одновременно производили эжектирование газа из затрубья в линию.

При эксплуатации данной скважины с применением предлагаемого способа в течение года была произведена только одна промывка.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет с высокой степенью эффективности обеспечивать предотвращение отложений парафина при добыче нефти из скважины. Отпадает необходимость проводить профилактические промывки по удалению парафина. Кроме того, способ прост в эксплуатации и не требует дополнительных затрат на его осуществление.

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа эксплуатации скважин складывается за счет сохранения оптимального режима работы насоса и повышения эффективности эксплуатации скважины за счет предотвращения отложений парафина на стенках нефтепромыслового оборудования, в результате исключаются затраты, связанные с приобретением и доставкой химических реагентов для промывки скважин и потери от их простоя.

Формула изобретения

Способ эксплуатации скважин, включающий спуск глубинного насоса и размещение приема насоса под динамическим уровнем флюида и его откачку, отличающийся тем, что размещение приема насоса производят на глубину, при которой давление на его приеме ниже критического давления основных газовых компонентов добываемого флюида, но не ниже 3 МПа, а откачку флюида осуществляют одновременно с отбором газа из затрубного пространства.