СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИНЫ, ОБОРУДОВАННОЙ ГЛУБИННЫМ ШТАНГОВЫМ НАСОСОМ С ПРИВОДОМ ОТ СТАНКА-КАЧАЛКИ Российский патент 1994 года по МПК E21B47/00 

Изобретение относится к добыче нефти и может быть использовано для исследования скважины, оборудованной глубинным штанговым насосом с приводом от станка-качалки.

Известны способы исследования скважин путем измерения уровня жидкости в затрубном пространстве скважины с пересчетом на давление (Сушилин В.А. Нефтепромысловые глубинные измерения. М.: Гостоптехиздат, 1958, с.15).

Известен способ исследования скважин с использованием глубинного манометра, опускаемого через затрубное пространство скважины на прием насоса.

Известен способ исследования путем прямого измерения давления на приеме насоса с помощью манометра, опускаемого в скважину вместе с колонной насосно-компрессорных труб (Сушилин В.А. Нефтепромысловые глубинные измерения. М.: Гостехиздат, 1958, с.15-17).

Недостатками этих способов являются сложность исследования и невысокая точность.

За прототип принят способ исследования скважин с использованием расчетных методов (Справочное руководство по проектированию, разработке и эксплуатации нефтяных месторождений. - Добыча нефти./Под редак. д-ра тех.наук Ш. К.Гиматудинова. М.: Недра, 1983, с.185-192).

Недостатками этого способа являются необходимость иметь большое число исходных данных и низкая точность определения исходных данных.

Известен способ определения дебита скважины, оборудованной штанговым глубинным насосом, основанный на анализе мощности и давления (авт.св. N 1452959, 1989).

Цель изобретения - упрощение технологии исследования скважины.

Поставленная цель достигается тем, что определяют при двух различных давлениях на устье скважины средние приращения активной мощности, потребляемой электродвигателем и устьего давления при ходе устьего штока вверх и устанавливают на установившемся режиме давление, развиваемое насосом, путем деления среднего значения приращения устьего давления на среднее значение приращения активной мощности, умножают результат на двойное значение мощности за целое число циклов работы насоса и на КПД глубинного оборудования, вычитают результат из значения давления, полученного от веса столба жидкости в насосных трубах и прибавляют значения устьего давления и потери давления в насосе.

Из просмотренной технической и патентной литературы не выявлено аналогичных способов исследования скважин с глубинными штанговыми насосами с приводом от станков-качалок.

На фиг.1 представлена схемы скважины, оборудованной глубинным штанговым насосом с приводом от станка-качалки; на фиг.2 - диаграммы мощности и давления скважины с глубинным штанговым насосом.

На схеме скважины, оборудованной глубинным штанговым насосом, показаны пласт 1, эксплуатационная колонна 2, в которой находится глубинный насос 3 с насосными штангами 4 и насосными трубами 5. Привод насоса осуществляется станком-качалкой 6 через устьевой шток 7. Подача жидкости контролируется манометром 8 и поступает в сборный трубопровод через обратный клапан 9 и устьевую задвижку 10. Управление станком-качалкой производится станцией управления 11, в которой находится преобразователь 12 активной мощности. Переносное устройство состоит из устройства 13 для регистрации диаграмм мощности и давления. На фиг.1 также изображены диаграммы 14 мощности, диаграммы 15 давления. Основные расчетные соотношения: P_пн - давление на приеме насоса, Р_пж - давление, идущее на подъем жидкости насосом, Н_н - глубина подвески насоса, Δ Р_н - потеря давления в насосе.

Насос служит для поднятия жидкости на поверхность. Станок-качалка необходим для привода насоса с помощью штанг. Производительность насоса может меняться путем изменения длины хода штанг и числа качаний станка-качалки. Устьевая задвижка, манометр, обратный клапан служат для управления потоком жидкости, станция управления - для управления работой станка-качалки, преобразователь мощности и датчик устьевого давления для получения сигналов, пропорциональных активной мощности приводного электродвигателя, давлению на устье скважины. Регистрирующее устройство нужно для получения средних разностных значений мощности и давления при двух разных значениях давления на устье скважины, получаемых путем прикрытия устьевой задвижки.

Пласт обеспечивает приток жидкости в скважину до заданного уровня, который определяет давление на приеме насоса. Установлен предел значения этого давления, ниже которого эксплуатация скважины не эффективна. Кроме того, систематический контроль за давлением на приеме насоса необходим с целью контроля за процессом закачки воды в пласт для поддержания пластового давления.

Установка с глубинным штанговым насосом работает следующим образом (фиг.1).

Жидкость из пласта 1 протекает в эксплуатационную колонну 2. Глубинный насос 3 с помощью насосных штанг 4, перемещающихся в насосных трубах 5, приводится в движение станком-качалкой 6 через устьевой шток 7. Давление на устье измеряется манометром 8, жидкость через обратный клапан 9 и задвижку 10 поступает в сборный трубопровод. Управление электродвигателем станка-качалки осуществляется станцией управления 11, в которой находится преобразователь 12 мощности, сигнал с которого и с датчика давления поступает в устройство 13 для регистрации. Соответствующие диаграммы мощности Р(t) и давления p(t), получаемые на регистрирующем устройстве, показаны на диаграммах 14 и 15.

Оптимальная работа глубинного насоса во многом зависит от давления на его приеме, которое принимается равным примерно 2,5 МПа. Исходя из свойства откачиваемой жидкости и давления, выбирается глубина погружения насоса под динамический уровень. Слишком большое погружение установки ведет к удлинению штанг 4 и насосных труб 5, что сказывается на надежности в работе насосной установки, а также на экономических показателях ее работы.

Заданное давление на приеме насоса поддерживается путем подбора насоса соответствующей производительности и путем искусственного поддержания пластового давления. Периодический контроль за давлением на приеме насоса производится расчетным путем, исходя из динамического уровня жидкости в затрубном пpостранстве скважины.

Для определения давления на приеме насоса при исследованиях поступают следующим образом.

При номинальном режиме работы установки (фиг.2) снимаются относительно линии ОА диаграммы активной мощности Р_н (фиг.2,а) и давления Р_ун (фиг.2, б) на устье скважины, далее прикрывается задвижка 10 на устье и вновь снимаются диаграммы мощности Р_п (фиг.2, а) и давления Р_уп (фиг.2, б). При этом за начало диаграммы принимается момент начала хода устьевого штока 7 вверх - точка В, а за конец диаграммы - момент конца хода устьевого штока 7 вниз - точка А. На диаграмме мощности (фиг.2, а) проводится условная нулевая линия ВД, проходящая через начало координат и конец диаграммы. Отрезок ОВ пропорционален потерям мощности в наземном оборудовании и в дальнейшем не учитывается. Линия ВД - относительно нее находится среднее значение мощности Р_н за цикл качания, причем мощность выше нулевой линии условно считают положительной, а ниже ее - отрицательной.

Полученное таким образом среднее значение мощности (линия СК) за период обозначают через Р_ср. Далее находят среднее значение приращения мощности Р_ср.п-Р_ср.н при ходе устьевого штока 7 вверх - линия NE, обозначают ее через Δ Р_ср.хв. На диаграммах давления находятся среднее значение давления P_ун (линия СК) при ходе устьевого штока 7 вверх при номинальном режиме и среднее приращение давления P_уп-P_ун - линия NE - при ходе устьевого штока 7 вверх. Среднее значение давления обозначают через p_ср.хв, а среднее приращение давления - через Δ P_ср.хв. Зная параметры работы установки, определяют КПД глубинного оборудования η_г.о. Оно равно
η_г.о.=0,85-2,1^-4(l˙n)²,
где l - длина хода устьевого штока, м;
n - число качаний станка-качалки в минуту, кач/мин.

Находят удельный вес жидкости в насосных трубах ρ_н.т(относительный)
ρ_н.т= ρ_н.пл(1-β)+ β ρ_в,
где ρ_нпл - плотность нефти в пластовых условиях (относительная);
ρ_в - плотность добываемой воды (относительная);
β - обводненность добываемой жидкости (объемная).

Определяют давление от веса столба жидкости в трубах
P_нт= ρ_н.тН_н˙10^-2,
где Н_н - глубина подвески насоса, м.

Устанавливают давление от веса поднимаемого столба жидкости насосом.

Из авт.св. N 1452959 известно, что дебит Q установки равен
с одной стороны Q = T/C, с другой стороны Q = · T/C.

Приравнивая эти значения, находим давление, идущее на подъем жидкости, которое создается насосом
= η_го,
откуда давление от веса поднимаемого столба жидкости равно
P_пж= МПа.

Зная давление т веса столба жидкости в трубах P_нт, устьевое давление P_у и потерю давления в клапанах насоса Δ P_н, вычисляют давление на приеме насоса. Оно равно:
P_п.н= P_н.т- + P_у+ΔP_нМПа, где P_у - давление на устье скважины, МПа;
Δ P_н - потеря давления в насосе, МПа.

П р и м е р. Расчет давления на приеме насоса. Исходные данные:
Станок-качалка 5СКН.

Длина хода плунжера l=3000 мм.

Число качаний n=5 кач/мин.

Диаграмма мощностей показаны на фиг.2, а.

Диаграммы давлений показаны на фиг.2, б.

Обводненность жидкости (относительная) β=0,8.

Плотность добываемой воды ρ_в=1,15.

Глубина подвески насоса Н_н ρ_нпл=810 м.

Плотность добываемой нефти ρ_н.пл=0,85.

Из диаграммы мощности: Р_ср - среднее значение мощности за период работы станка-качалки - 6 кВт;
Δ Р_ср.хв - среднее приращение мощности при ходе штока вверх - 1,5 кВт.

Из диаграммы давлений: Δ Р_ср.хв - среднее значение приращения давления при ходе устьевого штока вверх - 1,2 мПа;
Δ P_н - потеря давления в насосе - 0,1 мПа;
P_у - устьевое давление - 0,7 мПа.

Расчетное давление на приеме насоса будет равно
P_пн= [ρ_н.пл(1-β)+βρ_В] H_н·10^-2- ×
× [0,85-2,1·10^-4/(l·n)²] + P_у+ P_н = [0,85(1-0,8)+0,8·1,15] ×
× 81010^-2 - [0,85-2,1·10^-4(3·5)²] + 0,7 + 0,1 = 2,84 [МПа].

Расчетное давление, полученное через измерение с помощью эхолота,составило Р_пн=3,5МПа.

Внедрение в практику указанного способа исследования скважин дает значительный экономический эффект,так как нет необходимости пользоваться эхолотами для измерения уровня жидкости в затрубном пространстве,который не экономичен.Кроме того,создаются условия при минимальных затратах вести систематический контроль за работой установки и пласта. Для реализации указанного способа достаточно иметь переносной ваттметр и датчик давления,которыми в перспективе будут оборудоваться все скважины.

Предлагаемый способ исследования скважин можно практически без материальных затрат внедрить немедленно.

Использование: для исследования скважины, оборудованной глубинным штанговым насосом с приводом от станка-качалки. Сущность изобретения: насосную установку выводят на установившийся режим с подачей откачиваемой жидкости. Определяют КПД наземного и глубинного оборудования. Одновременно снимают диаграммы активной мощности, потребляемой приводным электродвигателем, и диаграммы устьевого давления при двух различных давлениях на устье скважины при ходе устьевого штока вверх. Определяют по полученным диаграммам среднее значение активной мощности за цикл качания и потерю давления в клапанах насоса. Вычисляют давление на приеме насоса по формуле и по полученному значению судят о возможности дальнейшей эксплуатации скважины. 2 ил.

СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИНЫ, ОБОРУДОВАННОЙ ГЛУБИННЫМ ШТАНГОВЫМ НАСОСОМ С ПРИВОДОМ ОТ СТАНКА-КАЧАЛКИ, путем ввода насосной установки на установившийся режим с подачей откачиваемой жидкости, одновременное снятие диаграмм активной мощности, потребляемой приводным электродвигателем, и диаграмм устьевого давления при двух различных давлениях на устье скважины при ходе устьевого штока вверх и определение по полученным диаграммам средних разностных значений активной мощности, потребляемой приводным электродвигателем, и устьевого давления, отличающийся тем, что, с целью упрощения технологии исследования, предварительно определяют КПД наземного и глубинного оборудования, а по полученным диаграммам - среднее значение активной мощности за цикл качания, потерю давления в клапанах насоса вычисляют давление на приеме насоса по формуле
Q = η_го+ P_у+ ΔP_н ,
где P_пн - давление на приеме насоса, мПа;
P_нг - давление от веса столба жидкости в трубах, мПа;
P_ср - среднее значение активной мощности за цикл качания, кВт;
Δ P_сp - среднее разностное значение устьевого давления при ходе устьевого потока вверх, мПа;
Δ P_сp.хв - среднее разностное значение активной мощности при ходе устьевого потока вверх, кВт;
η_го - КПД глубинного оборудования;
P_у - давление на устье скважины при ходе устьевого штока вверх, мПа;
Δ P_н - потеря давления в клапанах насоса, мПа.