Способ эксплуатации водозаборной скважины Российский патент 2024 года по МПК E21B43/12 F04D31/00 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для поддержания пластового давления и увеличения нефтеотдачи.

Известен способ эксплуатации скважины, включающий спуск установки погружного центробежного насоса в водозаборную скважину и подачу насосом воды в нагнетательные скважины (Абдулин Ф.С. «Добыча нефти и газа» М.: Недра. 1983. с. 61).

Наиболее близким к заявляемому изобретению является способ эксплуатации скважины, включающий спуск в водозаборную скважину на колонне насосно-компрессорных труб установки погружного центробежного насоса с кожухом, хвостовиком и пакером, разделяющим затрубное пространство и скважинное пространство над пластом, подачу насосом продукции пласта по колонне насосно-компрессорных труб на поверхность и далее по трубопроводу в нагнетательные скважины (патент РФ №2490436, МПК Е 21 В 43/12, Е 21 В 43/38, 2012, опубл. 20.08.2013).

Недостатком известных технических решений является то, что они имеют низкую эффективность и надежность при откачке вод из апт-альб-сеноманского водоносного комплекса на месторождениях Западной Сибири, поскольку эти воды насыщены растворенным газом (преимущественно метанового состава - до 98%). Кроме того, в ряде случаев газовый фактор этих вод может быть довольно высоким за счет частичного поступления газа в водозаборные скважины из локальных газовых залежей в приподнятых купольных зонах пластов при откачке жидкости. Так как при эксплуатации водозаборной скважины давление на приеме установки погружного центробежного насоса ниже по сравнению с давлением насыщения, из воды выделяется свободный газ, который при увеличении газосодержания у входа в насос выше критического значения негативно влияет на характеристику насоса. Напор и подача насоса снижаются, и при дальнейшем увеличении газосодержания свободного газа может произойти срыв подачи с последующим отказом оборудования.

Технической проблемой, на решение которой направлено настоящее изобретение, является повышение эффективности эксплуатации скважины и надежности погружного оборудования путем недопущения вредного влияния свободного газа на характеристику насоса при одновременном полезном использовании работы газа по подъёму жидкости от забоя водозаборной скважины до приема насоса.

Указанная проблема решается тем, что в способе эксплуатации скважины, включающем спуск в водозаборную скважину на колонне насосно-компрессорных труб установки погружного центробежного насоса с кабелем, кожухом, хвостовиком и пакером, разделяющим затрубное пространство и скважинное пространство над пластом, подачу насосом продукции пласта по колонне насосно-компрессорных труб на поверхность и далее по трубопроводу в нагнетательные скважины, согласно изобретению, перед спуском установки погружного центробежного насоса определяют критическое газосодержание β_кр бескавитационной работы насоса на водогазовой смеси по среднеинтегральным характеристикам, полученным в стендовых исследованиях при моделировании скважинных термобарических условий, свойств газа и воды, включая её минерализацию, рассчитывают кривую распределения газосодержания свободного газа по глубине водозаборной скважины, по этой кривой выбирают глубину спуска насоса Н_сп в диапазоне газосодержаний у входа в насос β_вх, составляющем от 0,8 до 0,99 от критического газосодержания β_кр, и затем спускают насос на выбранную глубину Н_сп.

Указанная совокупность отличительных признаков изобретения позволяет успешно обеспечивать поддержание пластового давления при откачке насыщенных газом вод апт-альб-сеноманского водоносного комплекса.

Достигаемый технический результат заключается в повышении эффективности эксплуатации водозаборной скважины и надежности установки погружного центробежного насоса.

На фиг. 1 показана схема оборудования водозаборной скважины, на фиг. 2 - среднеинтегральные характеристики погружного центробежного насоса при откачке водогазовых смесей, на фиг. 3 - пример определения глубины спуска насоса по кривой распределения газосодержания в водозаборной скважине.

В водозаборную скважину 1 (фиг. 1) спущена на колонне насосно-компрессорных труб 2 установка погружного центробежного насоса 3 с кабелем 4, кожухом 5, хвостовиком 6 и пакером 7, разделяющим затрубное пространство 8 и скважинное пространство 9 над пластом 10. На поверхности водозаборная скважина 1 оснащена устьевой арматурой 11, соединенной с трубопроводом 12 для подачи продукции пласта 10 в нагнетательные скважины (на схеме не показаны).

Способ эксплуатации скважины осуществляют следующим образом.

Перед спуском установки погружного центробежного насоса 3 определяют критическое газосодержание β_кр бескавитационной работы насоса на водогазовой смеси по среднеинтегральным характеристикам, полученным в стендовых исследованиях при моделировании скважинных термобарических условий, свойств газа и воды, включая её минерализацию. Эти исследования проводят на специализированных стендах (см., например, патент РФ на изобретение № 2075654 РФ, МКИ F 04Д 13/10, F 04 F 5/54, F 04 В 51/00, 1995). Поскольку известно (см., например, Дроздов А.Н., Дроздов Н.А. Увеличение КИН: Водогазовое воздействие на пласт. Опыт эксплуатации насосно-эжекторной системы и пути совершенствования технологии ВГВ // Neftegaz.ru. 2017. № 7. С. 70-77), что влияние газа на характеристику многоступенчатого центробежного насоса зависит от состава и концентрации солей - электролитов, растворенных в воде, особое внимание уделяют моделированию минерализации откачиваемой воды. Для вод апт-альб-сеноманского водоносного комплекса минерализация может меняться на разных месторождениях в широких пределах - от 8,9 до 20,6 г/дм³, следовательно, различным будет и влияние газа на характеристику насосов при эксплуатации водозаборных скважин.

Значения среднеинтегральной подачи смеси Q_ср определяют при этом по формуле

где - зависимость объемного расхода газожидкостной смеси Q от давления Р на пути движения от входа в насос до выхода из него (интегрирование проводят от давления у входа в насос Р_вх до давления на выходе из насоса Р_вых).

Значения средней плотности смеси в насосе вычисляют как

где М_см - массовый расход газожидкостной смеси, проходящей через насос.

Величины среднеинтегрального напора рассчитывают по формуле

где Р_н - давление, развиваемое насосом, g - ускорение свободного падения.

Кривые «напор - подача» в координатах при работе насоса на однородных жидкостях и газожидкостных смесях не зависят от плотности откачиваемой среды и совпадают в случае бескавитационной работы при условии, что вязкости сред не оказывают заметного влияния на характеристику насоса. Если кривые на ГЖС располагаются ниже характеристики насоса на однородной жидкости, то это свидетельствует о развитии в части ступеней насоса искусственной кавитации. Поэтому для анализа экспериментальных данных и изучения закономерностей работы многоступенчатых погружных центробежных насосов на газожидкостных смесях целесообразно применять среднеинтегральные характеристики (Дроздов А.Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложнённых условиях. М.: МАКС пресс, 2008. 312 с.).

Критическое газосодержание β_кр бескавитационной работы насоса на водогазовой смеси по среднеинтегральным характеристикам, полученным при исследованиях, определяют следующим образом (фиг. 2). Характеристические кривые насоса «среднеинтегральный напор - среднеинтегральная подача» на воде и водогазовых смесях совпадают в диапазоне газосодержаний у входа в насос β_вх от 0 до 0,18. Среднеинтегральная напорная характеристика насоса при β_вх=0,19 располагается ниже характеристики на однородной жидкости. Следовательно, величина критического газосодержание β_кр бескавитационной работы насоса на водогазовой смеси составляет 0,18.

Затем рассчитывают кривую распределения газосодержания свободного газа по глубине водозаборной скважины (фиг. 3) по известным методикам (см., например, Duns H. Jr., Ros, N.C.J.: Vertical flow of gas and liquid mixtures in wells. Proc. 6th World Petri. Congress. Frankfurt, 1963. Sect. II. 451-465; Мамаев В.А., Одишария Г.Э., Семенов Н.И., Точигин А.А. Движение газожидкостных смесей в трубах. М.: Недра. 1978. 270 с.).

По кривой распределения газосодержания свободного газа по глубине водозаборной скважины выбирают глубину спуска насоса Н_сп в диапазоне газосодержаний у входа в насос β_вх, составляющем от 0,8 до 0,99 от критического газосодержания β_кр. Поскольку из анализа среднеинтегральных характеристик было определено, что β_кр=0,18, то диапазон газосодержаний β_вх будет составлять от 0,144 до 0,178. Выбирают из этого диапазона в рассматриваемом примере β_вх=0,17, и по кривой распределения газосодержания находят глубину спуска насоса Н_сп=835 м (см. фиг.3).

Затем спускают насос на выбранную глубину Н_сп. После этого включают установку погружного центробежного насоса 3, электропитание к которой подводят по кабелю 4, для добычи воды апт-альб-сеноманского горизонта с газом из пласта 10. Продукцию водозаборной скважины 1 через скважинное пространство 9, хвостовик 6 и кожух 5 откачивают установкой погружного центробежного насоса 3 и поднимают по НКТ 2 на поверхность, направляя затем через устьевую арматуру 11 в трубопровод 12. Далее воду с газом подают в нагнетательные скважины для поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи.

При эксплуатации водозаборной скважины 1 давление на приеме установки погружного центробежного насоса 3 снижается по сравнению с давлением насыщения, из воды выделяется свободный газ. Поэтому с помощью пакера 7 предотвращают сепарацию свободного газа в затрубное пространство 8 и накопление в нем газа. Газ в затрубное пространство 8 не поступает, не накапливается в нем и не отжимает динамический уровень до приема установки погружного центробежного насоса 3.

Поскольку газосодержание у входа в насос β_вх составляет от 0,8 до 0,99 от критического газосодержания β_кр бескавитационной работы насоса на водогазовой смеси, проблема снижения характеристик насоса и срывов подачи устраняется. При этом свободный газ совершает также наибольшую полезную работу по подъёму жидкости от забоя скважины до приема насоса.

Закачка в нефтяные пласты воды, насыщенной углеводородным газом, не приводит к переходу и растворению части попутного газа в воду из нефти, увеличению плотности и вязкости остаточной нефти. Это увеличивает эффективность вытеснения нефти и нефтеотдачу пластов при воздействии.

Таким образом, предложенное техническое решение позволяет повысить технологическую эффективность процесса поддержания пластового давления и надежность установки погружного центробежного насоса при эксплуатации водозаборной скважины по сравнению с известными изобретениями, а также обеспечить рост нефтеотдачи пластов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для поддержания пластового давления и увеличения нефтеотдачи. Способ эксплуатации водозаборной скважины включает определение критического газосодержания β_кр бескавитационной работы погружного центробежного насоса на водогазовой смеси по среднеинтегральным характеристикам, полученным в стендовых исследованиях при моделировании скважинных термобарических условий, свойств газа и воды, включая её минерализацию. Далее рассчитывают кривую распределения газосодержания свободного газа по глубине водозаборной скважины. По этой кривой выбирают глубину спуска погружного центробежного насоса Н_сп в диапазоне газосодержания у входа в погружной центробежный насос β_вх, составляющем от 0,8 до 0,99 от критического газосодержания β_кр. После чего в водозаборную скважину на выбранную глубину Н_сп спускают на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) установку погружного центробежного насоса с кабелем, кожухом, хвостовиком и пакером, разделяющим затрубное пространство и скважинное пространство над пластом. Далее откачивают насосом продукцию пласта по колонне НКТ на поверхность и направляют по трубопроводу в нагнетательные скважины. Обеспечивается повышение эффективности эксплуатации водозаборной скважины и надежности установки погружного центробежного насоса. 3 ил.

Способ эксплуатации водозаборной скважины, включающий определение критического газосодержания β_кр бескавитационной работы погружного центробежного насоса на водогазовой смеси по среднеинтегральным характеристикам, полученным в стендовых исследованиях при моделировании скважинных термобарических условий, свойств газа и воды, включая её минерализацию, далее рассчитывают кривую распределения газосодержания свободного газа по глубине водозаборной скважины, по этой кривой выбирают глубину спуска погружного центробежного насоса Н_сп в диапазоне газосодержания у входа в погружной центробежный насос β_вх, составляющем от 0,8 до 0,99 от критического газосодержания β_кр, после чего в водозаборную скважину на выбранную глубину Н_сп спускают на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) установку погружного центробежного насоса с кабелем, кожухом, хвостовиком и пакером, разделяющим затрубное пространство и скважинное пространство над пластом, откачивают насосом продукцию пласта по колонне НКТ на поверхность и далее направляют по трубопроводу в нагнетательные скважины.