Способ эксплуатации глубинно-насосной скважины Советский патент 1992 года по МПК E21B43/12 

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано при эксплуатации скважин Штанговыми глубинными насосами

Известен способ эксплуатации глубинно-насосной скважины штанговым глубинным насосом, при котором для исключения отложения асфальтосмолопарафиновых веществ на скважинном оборудовании нефть в процессе ее подъема нагревают до температуры, превышающий температуру насыщения нефти парафином При этом в

качестве источников тепла используют специальные электронагреватели, установленные на дополнительной колонне труб, или излучатели, связанные с источниками высокочастотной электромагнитной энергии Согласно описанному способу скважину пускают в работу и эксплуатируют с по мощью штангового насоса подогревая нефть в насосно-компрессорных трубах за счет выделения тепла при распространении по колонне насосных штанг электромагнитных колебаний создаваемых с помощью генератора на устье скважины При этом в затрубном пространстве скважины выше насоса устанавливается динамический уровень жидкости, расстояние до которого от устья скважины определяется по формуле

НдиН

Р затр + Н нас РЖ 9 Р

(рж-рг)д

нас

где Рзатр - давление газа в з трубном пространстве на устье скважины;

Рнас - давление в скважине у приема насоса;

Нцас глубина подвески насоса;

рж - плотность жидкости в затрубном пространстве;

РГ - плотность газа в затрубном пространстве выше динамического уровня;

g - ускорение свободного падения

Недостатком этого способа является низкая эффективность для скважин с высокими динамическими уровнями жидкости в Затрубном пространстве. Это обусловлена тем, что при заполненном жидкостью затрубном пространстве в интервале от насоса до динамического уровня значительная часть тепла, создаваемого при нагреве добываемой нефти, через жидкость затрубно- го пространства передается в окружающую среду и теряется,

Известен также способ эксплуатации глубинно-насосной скважины с высоким динамическим уровнем, при котором в скважинуспускаютколоннунасосно-компрессорных труб с нагревателем и пакером, снабженным обратным клапаном. Производят посадку пакера на глубине, соответствующей началу нагрева нефти. В насосно-компрессорные трубы спускают штанговый насос на штангах. В затрубное пространство скважины нагнетают газ или воздух и вытесняют жидкость из этого пространства через клапан в фильтровую часть скважины, после чего пускают ее в эксплуатацию.

Недостатком известного способа является необходимость установки пакера с об- ратным клапаном, что требует дополнительных затрат на оборудование и создает дополнительные технологические трудности. При откачке нефти со свободной газовой фазой у приема насоса, что имеет место для большей части добывающих глубинно-насосных скважин, часть газа сепарируется в затрубное пространство и накапливается под пакером, оттесняя уровень жидкости в нем к приему насоса. После прорыва этого газа в- насос уменьшаются коэффициенты наполнения и подачи насоса, т.е. уменьшается производительность скважины. Отсюда следует низкая эффективность такого способа эксплуатации скважины,

Целью изобретения является повышение эффективности эксплуатации глубинно- насосной скважины с высоким динамическим уровнем жидкости в затрубном пространстве.

Поставленная цель достигается тем, что согласно способу эксплуатации глубинно- насосной скважины с высоким динамическим уровнем жидкости, включающему спуск в скважину насосно-компрессорных

труб с нагревателем и штангового насоса на насосных штангах, установление уровня жидкости в затрубном пространстве, соответствующего глубине начала нагрева нефти, нагрев нефти и подъем ее на

поверхность, скважину пускают в эксплуатацию, устанавливают уровень жидкости путем закрытия затрубного пространства на устье скважины и заполнения его газом, выделяющимся из нефти, после чего скважину

эксплуатируют при давлении в затрубном пространстве, определяемом по следующему соотношению:

30

Рзатр н-Рзатр д +(Ннагр Ндин) рж Q (Ргн РГД),

где Рзатр н - давление газа в затрубном пространстве на устье скважины после установления уровня жидкости в нем на глубине начала нагрева нефти;

Рзатр д - давление газа в затрубном пространстве на устье скважины при эксплуатации ее при уровне жидкости, равном динамическому;

Ннагр- глубина начала нагрева нефти; Н дин - динамический уровень жидкости; РЖ - плотность жидкости в затрубном пространстве;

g - ускорение свободного падения: Ргн и Ргд-давлениестолба газа высотой от устья до Ннагр и Ндин соответственно.

На чертеже приведена схема, поясняющая эксплуатацию глубино-насосной скважины по предлагаемому способу.

Способ реализуют следующим образом. В скважину 1 спускают колонну насосно-компрессорных труб 2 с нагревателем 3. В насосно-компрессорные трубы спускают штанговый насос б на штангах 7. По предложенной формуле определяют давление в за- трубном пространстве 8 на устье скважины, при котором она должна эксплуатироваться. Закрывают выход из затрубного пространства на устье и пускают скважину в работу. При увеличении давления газа в за517582166

трубном пространстве за счет выделения Следовательно,

его из нефти, сепарации и накопления выше 0,03415x0.85x150 -QQ

уровня жидкости в затрубном пространстве -90,93 х 289

до найденной по формуле величины затрубное пространство приоткрывают и осущест- 5 и РГд 1,0 е - 1) 0,01 б МПа

вляют эксплуатацию скважины при этом

давлении.Находят давление у приема насоса

Изобретение осуществляют следующим образом при приведенных ниже исход-Риас Рзатр д + Ргд + (ННас - НДИн) РЖ g ных данных по скважине: дебит скважины 10

18 т/сут безводной нефти: глубина сквэжи- 1,0 + 0,016 + (950 - 150) v 8Ю х 9,81 х

ны 1250 м; глубина подвески штангового

насоса Ннас 950 м; глубина размещениях 10 6-7,373 МПз.

нагревателя нефти Ннагр 850 м; динамический уровень жидкости Ндин 150м, плотность 15 Находят давление газа взатрубном про- нефти рж 810 кг/м3, газонасыщенность странстве на отметке Ннагр при работе сква- нефти у приема насоса ГПр 28 м3/т; газо- жины, когда уровень жидкости в этом вый фактор I 52 м3/т; давление газа в пространстве равен Ннагр, из, следующей затрубном пространстве на устье скважины формулы при работе ее, когда уровень жидкости со- 20

ответствует динамическому, Рзатр д 1.0Ркас Рзатр н + Ргн + (НИас - Ннагр) РЖ д:

МПа, относительная плотность попутного

газа ро 0.85: критическое давление дляРзатр и + Ргн 7,373 - (950 - 850) х 810 х

попутного газа РКр 4,1 МПа; критическая9,81 х 10 - 6,578 МПа.

температура для попутного газа Ткр 252 К; 25

средняя температура газа в затрубном про-В соответствии с барометрической форстранстве Тсрд 289 К при высоте столба мулой 150 м и ТСр н 290,5 К при высоте столба 850 м.

Сначала определяют давление газа вРзатр н + Ргн Рзатр н е5н 6,578 МПа.

затрубном пространстве на устье скважины 30

при уровне жидкости, равном Ннагр. по фор- следовательно, Рззтр н Ч78 мулее SH

Рзатр н Рзатр д+(Ннагр - Ндин) рж Q - (Ргн Ргд).

35 где Зн- 0.03415-A -HHarp

35 где Зн- 0.03415-A -HHarp

-ср н I ср н

-ср н i ср I

Давление столба газа от устья до динамического уровня находят с помощью баро- и метрической формулыZcp н Ь10-2 (0 6 Т3пр н g Зб Тпр н +

Ргд Рзатр д eSg - Рзатр д Рззтр д (eSg - 1). 40 + рпр н)рпр н

где sg ° -Р.15- Р° НДИ Приведенная температура

Zcpfl ТГрд

45Рпр н Тер н/ТКр - 290.5/252 1,153.

Коэффициент сверхсжимаемости газа Приведенное давление 2Срд находят по формуле

ZCp д - 1 - Ю-2 (0,76 Т3пр д - 9,36 Тпр д ч-Р1 Р (Рэатр Н + Рт)Ркр

,578/4,1 1,664.

+ 13Х8-Рпрд)РпРД.

Подставив найденные значения Тпр н и где ТПр д ТСр д/Ткр 289/252 1,147;р1пр н в формулу для Zcp н. получают 2 ср н ,.,. 0,636, а Рпр д-Рзатр д/Ркр 1.0/4.1 -0244.55

,тс| 0.03415x0.85x850

Получают Zcp д-1-10 (0,76 х 1.1473-5н0 636 х 290 5

- 9,36 х 1.147 + 13X8 - 0 244) 0.244 0.93

0.134;

где Зн- 0.03415-A -HHarp

-ср н I ср н

-ср н i ср I

и Zcp н Ь10-2 (0 6 Т3пр н g Зб

5 эатр.н

5,756 МПа

При этом Р ГН - 6,578 - 5.756 - 0,822 МПа Находят 2 срн при давлении, равно

Р эатр н, Т.е.

Р пр н ° Р аатр н/Ркр

- - 5.756/4,1 1.404,

Zncp н - 1-Ю 2 (0,76 х 1.1533 - 9,36 х х 1.153 + 13X8-1,404) х 1,404 0,671

Находят S1 н:

0,03415x0,85x850

0,671 х 290,5

0,127.

Следовательно,

Р эатРк -|fp - 5,793 МПа,

- 6,578 - 5,793 0,785 МПа.

Значения Р ГН и отличаются друг от другого на 0.037 МПа, или на 4,5%, что приемлемо для практических расчетов,

Давление столба газа высотой Ннагр D Р ГН 0.822 -I- 0.785

ггн2 2

-0,804 МПа.

Следовательно, Рзатр н 1,0 + + (850-150)810x9,81 хЮ6-(0.80470,0t6) 5,774 МПа.

В скважину спускают насосно-компрессорные трубы с нагревателем и штанговый насос на насосных штангах. Закрывают за- трубное пространство скважины и пускают ее в работу. За счет выделения газа из нефти и сепарации его у приема насоса накапливают попутный газ в затрубном пространстве до тех пор, пока давление его не достигнет 5,774 МПа, что соответствует оттеснению уровня жидкости в затрубном

пространстве до глубины 850 м. Далее скважину эксплуатируют при этом давлении газа в затрубном пространстве.

Формула изобретения Способ эксплуатации глубинно-насосной скважины, включающий спуск в скважину насосно-компрессорных труб с нагревателем и штангового насоса на насосных штангах, установление уровня жидкости в затрубном пространстве,

соответствующего глубине начала нагрева нефти, нагрев нефти и подъем ее на поверхность, отличающийся тем, что. с целью повышения эффективности способа, скважину пускают в эксплуатацию, устанавливают уровень жидкости путем закрытия затрубного пространства на устье скважины и заполнения его газом, выделяющимся из нефти, после чего скважину эксплуатируют при давлении в затрубном пространстве,

определяемом по следующему соотношению:

30

Рзагр н Рзагр д + (Ннагр Нд) /9ж 9 -(Ргн-Ргд),

где Рзагр и - давление газа в затрубном пространстве на устье скважины после установления уровня жидкости в нем на глубине начала нагрева нефти, при котором эксплуатируют скважину, МПа:

Рзагр д - давление газа в затрубном пространстве на устье скважины при эксплуатации ее в случае, когда уровень жидкости равен динамическому, МПа;

Ннагр - глубина начала нагрева нефти, м; Ндин - Динамический уровень жидкости, м;

рж - плотность жидкости в затрубном пространстве, кг/м3;

а - ускорение свободного падения, м/с2;

Ргн. и РГд - давление столба газа, высотой от устья до Ннагр. и Ндин соответственно, МПа.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано при эксплуатации скважин штанговыми глубинными насосами Изобретение позволяет повысить эффективность эксплуатации глубинно-насосной скважины с высоким динамическим уровнем жидкости в затрубном пространстве, для чего скважину пускают в эксплуатацию, устанавливают уровень жидкости путем закрытия затрубного пространства на устье скважины и заполнения его газом, выделяющимся из нефти, после чего скважину эксплуатируют при давлении в затрубном пространстве, определяемом по Следующему Соотношению Рчатрн Рзатр д + (Ннагр - Ндин) РЖ Q - (Ргн - РГД). ГД6 Рзатр н - давление газа в затрубном пространстве на устье скважины после установления уровня жидкости в нем на глубине начала нагрева нефти при котором эксплуатирую скважину. Рзатр д.- давление газа в затрубном пространстве на устье скважины при эксплуатации ее в случае, когда уровень жидкости равен динамическому Ннагр -глубина начала нагрева нефти, Ндин динамический уровень жидкости рж - плотность жидкости в затрубном пространстве; g - ускорение свободного падения РГн и РГд - давление столба газа высотой от устья до Ннагр. и Ндин соответственно 1 ил сл

J;lr

j л