СПОСОБ УПРАВЛЕНИЯ РАБОТОЙ НАСОСНОЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 1997 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к добыче нефти насосным (скважинный штанговый насос, погружные центробежные насосы и др. ) способом, и может быть применено для управления работой высокогазопескопроявляющей насосной скважины путем изменения дебита пластового газа.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ управления работой насосной скважины, включающий измерение дебита скважины, обводненности продукции при различных параметрах технологического режима работы насоса и определения технологического режима, соответствующего проектному дебиту [1]
Этот способ не эффективен для высокогазопескопроявляющих скважин, в нем не предусмотрено рациональное использование энергии пластового газа, что приводит к пульсации в процессе добычи жидкости, уменьшению отбора жидкости, особенно нефти, снижению срока службы насоса, а также большому удельному расходу пластового газа. Кроме того, способ реализуется путем изменения параметров технологического режима насоса (длины хода плунжера, число качаний, диаметра насоса и т. д.), что является его недостатком, требует дополнительной энергии и трудозатрат.

Наряду с этим имеются различные рекомендации по поводу отбора газа из затрубного пространства насосной скважины. К первой группе можно отнести исследования, содержащие рекомендации держать затрубное пространство открытым, к второй закрытым, и наконец, к третьей группе работы, содержащие рекомендации о периодическом стравливании газа из затрубного пространства или направления его на выкидную линию скважины [2] Отметим, что все эти мероприятия преследуют одну цель уменьшить количество газа, проходящего через насос, т. е. дебит трубного газа. Здесь не учитывается тот факт, что существуют некоторые оптимальные дебиты пластового газа V_г и его компонентов (затрубного V_гз и трубного V_гт), при этом показатели насосной эксплуатации становятся наилучшими (дебит нефти Q_н растет: дебиты воды Q_в и пластового газа V_г уменьшаются, если затрубное пространство было открыто, и растут, если затрубное пространство было закрыто; кроме того, процентное содержание механической примеси n и мощность песчаной пробки h уменьшаются, если затрубное пространство было открыто, и растут, если затрубное пространство было закрыто; увеличивается период работы Т скважины).

Задачей изобретения является разработка способа управления работой высокогазопескопроявляющих насосных скважин путем реализации отбора с различными дебитами пластового газа при неизменных параметрах технологического режима насоса (длины хода плунжера, число качаний, диаметра насоса и т. д.).

Указанная цель достигается следующим образом: создают установившиеся режимы скважины путем непрерывного отбора из затрубного пространства с различными дебитами части поступающего забоя пластового газа, определяют зависимость дебитов нефти, воды или жидкости Q_ж Q_н + Q_в, затрубных давлений и других величин от дебита пластового газа и находят оптимальные и максимальные значения пластового газа, нефти и воды или жидкости для реализации установившегося режима, обеспечивающего эффективную работу скважины.

На фиг. 1 изображен общий вид насосной установки; на фиг. 2, 3 - характерные кривые зависимости дебита нефти и жидкости (удельного расхода пластового газа от дебита пластового газа).

Затрубное пространство 1 насосной скважины 2 имеет герметичное устье 3, отвода с флянсом 4 и патрубок с флянсом 5 для размещения между ними штуцера или регулятора расхода газа 6, а также манометра 7.

Насосная установка работает следующим образом.

На основе известных методов определяются необходимые параметры технологического режима насоса (диаметр насоса, длина хода плунжера, число качаний, глубины погружения насоса и т. д.) и насос 8 приводят в действие. При работе насоса пластовый газ, поступающий к приему насоса, разделяется на два потока. Первый поток газа увлекается в насос и называется трубный газ V_гт, а второй уходит в затрубное пространство и называется затрубный газ V_гз. Работа насоса создает фонтанирующий столб газожидкостной смеси в обсадной колонне и поэтому дебит пластового газа существенно влияет на производительность насоса.

Установившиеся режимы скважины создают путем непрерывного отбора из затрубного пространства с различными дебитами части поступающего с забоя пластового газа.

На каждом установившемся режиме определяют дебиты нефти Q_н, воды Q_в, трубного газа V_гт, затрубного газа V_гз и пластового газа V_г, процентное содержание примеси n, мощность песчаной пробки h, отмечают давление в затрубном пространстве P_затр и находят один из следующих вариантов эффективной работы скважины:
режим с минимальным удельным расходом пластового газа;
режим с максимальным дебитом нефти.

Такие исследования проводятся при различных установившихся режимах.

Способ реализуется путем выполнения трех этапов.

На первом этапе производится промысловое исследование насосной скважины в такой последовательности:
если затрубное пространство открыто, то дебит затрубного пространства постепенно уменьшают до нуля (затрубное закрывают);
если затрубное пространство закрыто, то дебит затрубного газа постепенно увеличивают до его максимального значения (затрубное открыто);
на каждом установившемся режиме соответственно измеряют дебиты нефти и воды или жидкости, трубного и затрубного газа, процентное содержание механических примесей, значений давления в затрубном пространстве.

На втором этапе осуществляется обработка результатов исследований и строят следующие графики зависимостей:
дебит нефти-дебит пластового газа (Q_н f(V_г)), дебит воды или жидкости дебит пластового газа (Q_в f(V_г) или Q_ж f(V_г) и удельный расход пластового газа дебит пластового газа (R_н f(V_г) удельный расход пластового газа по нефти и R_ж f(V_г удельный расход пластового газа по жидкости, R_в f(V_г) удельный расход пластового газа по воде), процентное содержание механических примесей дебит пластового газа, значений затрубного давления дебит пластового газа.

На третьем этапе оптимальные и максимальные значения дебитов пластового газа, нефти и воды или жидкости, а также доступные значения процентного содержания механических примесей и затрубных давлений находят на основе анализа построенных графиков.

Кроме того, кривые зависимости Q_н f(V_г) и Q_ж f(V_г) также могут быть представлены в виде полинома второй степени (фиг. 2)
Q_н=a_нV2г

Оптимальные значения параметров установившего режима, обеспечивающего эффективную работу скважины, определяются соответственно
для нефти из условий dR_н/dV_г 0 с учетом (1) и (3), а для жидкости из условий dR_ж/dV_г 0 с учетом (2) и (4),
и находят:
для нефти
для жидкости
Максимальные значения параметров установившегося режима, обеспечивающего эффективную работу скважины, определяются соответственно
для нефти из условий dQ_н/dV_г 0 с учетом (1), а для жидкости из условий dQ_ж/dV_г 0 с учетом (2)
и находят:
для нефти
для жидкости
В зависимости от условий эксплуатации (сравнительно малое процентное содержание механических примесей) реализуют один из установившихся режимов работы
Q_опт ≅ Q ≅ Q_max при V_опт ≅ V_г ≅ V_max
Для предотвращения прорыва газа в насос в необходимых случаях проверяют условия P_затр* < P_пр,
где P_затр* давление в затрубное пространство и Р_пр;
давление у приема насоса при нулевом дебите затрубного газа, т. е. при V_гз 0.

Таким образом определяются установившиеся режимы с минимальным удельным расходом пластового газа или с максимальным дебитом нефти, обеспечивающие эффективную работу скважины. В процессе эксплуатации скважины значения V_опт и V_max поддерживаются с помощью штуцера или регулятора расхода газа.

Способ управления апробирован в 80-ти скважинах нефтяных регионов Азербайджана. Результаты по некоторым скважинам приведены в таблице.

Из таблицы видно, что предложенный способ управления работой насосной скважины является эффективным, т. е. с применением разработанного способа растет добыча нефти, межремонтный период работы скважины, уменьшается удельный расход пластового газа, мощность песчаной пробки и процентное содержание мехпримесей в процессе эксплуатации скважины.

Ожидаемый экономический эффект предложенного способа соответствует стоимости дополнительно добытой нефти по каждой скважине в количестве 175 - 350 т в 1 г.

Изобретение относится к насосной эксплуатации нефтяных скважин. При реализации способа создают установившиеся режимы скважины путем непрерывного отбора из затрубного пространства с различными дебитами зависимости дебитов нефти, воды, затрубных давлений и других величин от дебита пластового газа. Находят оптимальные и максимальные значения дебитов пластового газа, нефти и воды для реализации установившегося режима, обеспечивающего эффективную работу скважины. 3 ил., 1 табл.

Способ управления работой насосной скважины, включающий измерение дебитов нефти, воды, пластового газа, поступающего из скважины, процентное содержание механических примесей при различных установившихся режимах работы скважины и определение оптимальных и максимальных значений этих параметров для обеспечения эффективной работы скважины, отличающийся тем, что установившиеся режимы скважины создают путем непрерывного отбора из затрубного пространства с различными дебитами части поступающего с забоя пластового газа, дополнительно измеряют давление в затрубном пространстве и определяют удельный расход пластового газа, строят графики зависимостей дебит нефти дебит пластового газа, дебит воды и жидкости дебит пластового газа, удельный расход пластового газа дебит пластового газа, значений затрубных давлений дебит пластового газа и процентное содержание механических примесей дебит пластового газа, а оптимальные и максимальные значения дебитов пластового газа, нефти и воды или жидкости, а также допустимые значения процентного содержания механических примесей и затрубных давлений для реализации установившегося режима, обеспечивающего эффективную работу скважины, находят на основе построенных графиков.