Способ эксплуатации нефтедобывающей скважины

Способ эксплуатации нефтедобывающей скважины

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающей скважины, снабженной штанговым глубинным насосом.

Известен способ эксплуатации колонны насосных штанг, включающий эксплуатацию, подъем колонны, замену штанг и продолжение эксплуатации. Эксплуатацию колонны ведут до поверхностного износа и (или) корродирования тела штанг на глубину, не превышающую радиальной разницы их тела со штангой меньшего типоразмера, после чего колонну поднимают, производят замену штанг и продолжают эксплуатацию, а снятые с колонны штанги переделывают на штанги меньшего типоразмера и используют при эксплуатации этой или другой колонны (Патент РФ №2209292, опубл. 07.27.2003.).

Известный способ не позволяет с достаточной точностью определить срок безотказной работы штанг, т.к. в способе не определяют нагрузку на колонну штанг и не рассчитывают наработку колонны штанг в скважине.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ эксплуатации нефтедобывающей скважины, включающий подъем к устью скважины нефти по колонне насосно-компрессорных труб глубинным насосом, подвешенным в скважине на колонне штанг (Справочная книга по добыче нефти. М.: Недра, 1974 г., с.255-351 - прототип).

Известный способ позволяет эксплуатировать колонну штанг в течение времени приведения в нерабочее состояние самой нагруженной части колонны штанг, находящейся в верхней части. Дальнейшая эксплуатация всей колонны штанг считается недопустимой. Однако при этом остаются работоспособными штанги, находящиеся в средней и нижней части скважины. Определить степень их пригодности и срок возможной дальнейшей безотказной работы не представляется возможным, поэтому все штанги отправляют на утилизацию.

В предложенном изобретении решается задача повышения срока службы колонны штанг.

Задача решается тем, что в способе эксплуатации нефтедобывающей скважины, включающем подъем к устью скважины нефти по колонне насосно-компрессорных труб глубинным насосом, подвешенным в скважине на колонне штанг, согласно изобретению определяют нагрузку на колонну штанг и рассчитывают наработку колонны штанг в скважине, определяют степень эксплуатационной выработки колонны штанг и задают критическую величину степени эксплуатационной выработки колонны штанг, до достижения критической величины степени эксплуатационной выработки скважину останавливают, колонну штанг с глубинным насосом поднимают из скважины, всю колонну штанг делят на части с отнесением штанг одного диаметра к одной части, меняют порядок расположения штанг в каждой части на обратный, так, что первая штанга становится последней, вторая штанга становится предпоследней и т.д., спускают собираемую таким образом колонну штанг с глубинным насосом в скважину и возобновляют работу скважины.

Признаками изобретения являются:

1. подъем к устью скважины нефти по колонне насосно-компрессорных труб глубинным насосом, подвешенным в скважине на колонне штанг;

2. определение нагрузки на колонну штанг и расчет наработки колонны штанг в скважине;

3. определение степени эксплуатационной выработки колонны штанг;

4. задание критической величины степени эксплуатационной выработки колонны штанг;

5. до достижения критической величины степени эксплуатационной выработки остановка скважины;

6. подъем колонны штанг с глубинным насосом из скважины;

7. разделение всей колонны штанг на части;

8. отнесение штанг одного диаметра к одной части;

9. изменение порядка расположения штанг в каждой части на обратный, так, что первая штанга становится последней, вторая штанга становится предпоследней и т. д.;

10. спуск собираемой таким образом колонны штанг с глубинным насосом в скважину;

11. возобновление работы скважины.

Признак 1 является общим с прототипом, признаки 2-11 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При работе колонны штанг в скважине штанги, расположенные в разных частях колонны, изнашиваются неравномерно. Все штанги испытывают нагрузку, связанную с работой глубинного насоса. Штанги в верхней части нагружены еще и всем весом колонны штанг. По мере углубления в скважину вес колонны штанг уменьшается, и последняя штанга около глубинного насоса испытывает только нагрузку, связанную с работой глубинного насоса. При этом штанги в верхней части изнашиваются более интенсивно и от степени их износа выбраковывают всю колонну штанг. Однако при этом остаются работоспособными штанги, находящиеся в средней и нижней части скважины. В предложенном способе решается задача повышения срока службы всей колонны штанг. Задача решается следующим образом.

При известной величине (ГОСТ13877-96) допустимого приведенного напряжения [σ_пр] (зависит от марки стали и агрессивности среды воздействия) определяют фактическое приведенное напряжение σ_пр, которое должно быть равно или меньше допустимого, т.е.

σ_пр≤[σ_пр].

Согласно Реф. Сб. Сер. Нефтепромысловое дело. - 1977, №4, стр.38-40 величина приведенного напряжения определяется по формуле:

σ_пр=√σ_махσ_а; σ_а=(σ_мах-σ_мin)/2,

где σ_а - амплитуда напряжений.

Рассчитывают наработку колонны штанг в скважине Н (млн циклов·м) как произведение количества отработанных штанговой колонной двойных циклов N (млн циклов) на среднее значение длины хода L_x (м) полированного штока. Определяют степень эксплуатационной выработки колонны штанг Эв_шк как произведение наработки Н на приведенное напряжение в колонне штанг σ_пр: Эв_шк=Н·σ_пр [млн циклов·м·МПа].

Определяют критическую величину степени эксплуатационной выработки для каждого класса колонны штанг. Для этого опытным путем принимают осредненную величину количества отработанных штанговой колонной двойных циклов, равную 8 млн циклов. При среднем значении длины хода полированного штока L_x, например, равном 2,5 м, согласно технических условий (ГОСТ 13877-96) на насосные штанги по допустимому значению приведенного напряжения в колонне штанг класса С, Д, К рассчитывают критическую величину степени эксплуатационной выработки штанг. Например, для колонны новых штанг класса С будет: Эв_шк=Н·σ_пр=8·2,5·70=1400 млн циклов м·МПа. Для колонны новых штанг класса Д Эв_шк=8·2,5·94=1880 млн циклов·м·МПа.

При эксплуатации нефтедобывающей скважины ведут подъем к устью скважины нефти по колонне насосно-компрессорных труб глубинным насосом, подвешенным в скважине на колонне штанг. Определяют нагрузку на колонну штанг и рассчитывают наработку колонны штанг в скважине, определяют степень эксплуатационной выработки колонны штанг и задают критическую величину степени эксплуатационной выработки колонны штанг. До достижения критической величины степени эксплуатационной выработки скважину останавливают. Колонну штанг с глубинным насосом поднимают из скважины. Всю колонну штанг делят на части с отнесением штанг одного диаметра к одной части. Так, если в скважине в верхней части имеются штанги диаметром 25 мм, а в нижней части имеются штанги диаметром 23 мм, то колонна штанг состоит из двух частей: верхней со штангами диаметром 25 мм и нижней со штангами диаметром 23 мм. Меняют порядок расположения штанг в каждой части на обратный, так, что первая штанга становится последней, вторая штанга становится предпоследней и т.д. При этом расположение самих частей в скважине остается неизменным, т.е. верхняя часть остается вверху, а нижняя часть остается внизу. Спускают собираемую таким образом колонну штанг с глубинным насосом в скважину и возобновляют работу скважины.

В результате удается увеличить срок безотказной работы колонны штанг на 50%.

Пример конкретного выполнения

При эксплуатации нефтедобывающей скважины ведут подъем к устью скважины нефти по колонне насосно-компрессорных труб глубинным насосом, подвешенным в скважине на колонне штанг.

Определяют степень эксплуатационной выработки колонны штанг класса «С» из стали марки Ст.40 с допустимым приведенным напряжением [σ_пр]=70 МПа и диаметром d=19 мм при работе насоса с диаметром плунжера D_пл=32 мм на глубине L=1200 м с продолжительностью эксплуатации штанг 2 года (730 суток). Длина хода полированного штока L_x=2,1 м; число качаний в минуту n=7; максимальная и минимальная нагрузки на головки балансира при работе скважины по динамограмме соответственно составляют Р_мах=3900 кГ и P_мin=1860 кГ.

Определяют максимальное и минимальное напряжение в колонне штанг в точке подвески и величину приведенного напряжения:

σ_a=(σ_max-σ_min)/2=(137,8-65,7)/2=36 МПа.

Определяют максимальное и минимальное напряжение в штанге у насоса, т.е. в нижней точке колонной подвески и величину приведенного напряжения. Определяют вес жидкости над насосом ΔР=Р_мах-Р_мin=3900-1860=2040 кГ.

Приведенные напряжения в нижней точке будут:

σ¹ _max=ΔP/f_шт=2040/2,83=721 кГ/см²=72,0 МПа;

σ¹ _min=0,2×σ_min=0,2×65,7=13,4 МПа;

σ_а=(σ¹ _max-σ¹ _min)/2=(72,0-13,4)/2=29,4 МПа;

Рассчитывают число двойных циклов N за сутки N=7·60·24=10080 циклов/сут.

Определяют наработку колонны штанг в скважине:

Н=730·10080·2,5=7358400=18,4 млн цикл·м.

Определяют степень эксплуатационной выработки колонны штанг Эв_шк как произведение наработки Н на приведенное напряжение σ_пр:

Эв_шк=Н·σ_пр.=18,4·70,2=1292 млн циклов·м·МПа.

Полученная фактическая величина Эв_шк меньше критического значения (1400 млн циклов·м·МПа) эксплуатационной выработки колонны штанг класса «С». До достижения расчетной величины степени эксплуатационной выработки скважину останавливают. Колонну штанг с глубинным насосом поднимают из скважины, всю колонну штанг принимают за одну часть. Количество штанг составляет 132 шт. Меняют порядок расположения штанг в этой части на обратный, так, что первая штанга становится последней, вторая штанга становится предпоследней и т.д. Спускают собираемую таким образом колонну штанг с глубинным насосом в скважину и возобновляют работу скважины.

Определяют количество суток наработки штанговой колонны в различных условиях:

Т=Эв_шк/σ_пр·L_x·N; T₁=1400·10⁶/70×2,5×10080=780 сут;

T₂=1400·10⁶/46×2,5×10080=1207 сут.

В результате замены расположения штанг в колонне происходит перераспределение нагружения по степени усталости материала штанг за весь период их эксплуатации и увеличится срок безотказной работы колонны штанг с 780 сут до 1207 сут, т.е. более чем 50%.

Применение предложенного способа позволит повысить срок службы колонны штанг.

Способ эксплуатации нефтедобывающей скважины, включающий подъем к устью скважины нефти по колонне насосно-компрессорных труб глубинным насосом, подвешенным в скважине на колонне штанг, отличающийся тем, что определяют нагрузку на колонну штанг и рассчитывают наработку колонны штанг в скважине, определяют степень эксплуатационной выработки колонны штанг и задают критическую величину степени эксплуатационной выработки колонны штанг, до достижения критической величины степени эксплуатационной выработки скважину останавливают, колонну штанг с глубинным насосом поднимают из скважины, всю колонну штанг делят на части с отнесением штанг одного диаметра к одной части, меняют порядок расположения штанг в каждой части на обратный так, что первая штанга становится последней, вторая штанга становится предпоследней, спускают собираемую таким образом колонну штанг с глубинным насосом в скважину и возобновляют работу скважины.