Способ насосной эксплуатации скважин

 

ОПИСАНИЕ „ы жв

ИЗОБРЕТЕНИЯ

Союз Советских

Социалистических

Республик

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (6f) Дополнительное к авт. свид-ву— (22) Заявлено 080581 (21) 3289677/22-03 сприсоединениемзаявки ¹ (23) Приоритет

t$1) М. Кп.з

Е 21 В 43/00

Государственный комитет

СССР ио дедам изобретений и открытий

Опубликовано 150383. Бюллетень ¹ 10 (53) УДК 622.276. .53(088.8) Дата опубликования описания 150383 (72) Авторы изобретения

И.Т. Мищенко и И.И. Дуннмкин

Московский ордена Октябрьской Революци4и ордена Трудового Красного Знамени институт нефтехимической и газовой промышленности им. И.М. Губкина (71) Заявитель (54) СПОСОБ НАСОСНОИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

25

ЗО

Изббретение относится к добыче из скважин жидкостей, преимуществен.но нефти, и может быть использовано при эксплуатации насосных скважин, продукция которых содержит растворенный или свободный газ, а также когда продукция представлена вязкой жидкостью

При современной эксплуатации сква- 10 жин насосным способом насос распола- гается выше продуктивного пласта и погружен под динамический уровень жидкости или газожидкостной смеси на определенную глубину с целью избежания вредного влияния свободного газа, имеющегося у приема насоса 1).

В этом случае часть -свободного газа сепарируется в затрубное пространство скважины. При этом динамический уровень жидкости всегда находится выше кровли продуктивного горизонта. В области между динамическим уровнем и кровлей продуктивного горизонта находится спущенный-с поверхности глубинный насос. При этом, чем на большую глубину под динамический уровень (до определенного предела) спущен насос, тем лучше его заполнение и выше эффективность работы. Это связано с меньшим отрицательным влиянием свободного газа.

Известен способ насосной эксплуа,тации скважин, при котором отрицательное влияние свободного газа снижается за .счет его cT T HH cenapau v у приема насоса или использованием специальных газосепарирующих устройств, расположенных в скважине. В этом случае сепарация свободного газа осуществляется в потоке жидкости и зависит от ряда параметров: дебит жидкости, обводненность продукции, размеры и конструктивное оформление приемных или газосепарирующих устройств,-относительная скорость пузырьков свободного газа f2 J.

Однако известный способ насосной эксплуатации не позволяет осуществить высокоэффективную сепарацию .газа в любых эксплуатационных условиях и это связано с тем, что процесс разделения свободных пузырьков газа и жидкости осуществляется в дьижущемся потоке жидкости или газожидкостной смеси. По мере роста вязкости добываемой продукции или с ростом газовых факторов эффективность сепарации существенно снижает1004619 ся и насосное оборудование эксплуатируется при такой низкой эффективности процесса подъема продукции добывающих скважин, что способ насосной эксплуатации становится экономически нерентабельным. В ряде случаев насосная эксплуатация становится невозможной вследствие блокирования глубинных насосов свободным газом и прекращения подачи жидкости.

Цель изобретения — увеличение объемного КПД насоса путем повышения эффективности сепарации свободного газа.

Поставленная цель достигается 15 тем, что согласно способу, включающем спуск в скважину под динамический уровень глубинного насоса и подъем продукции скважины над днев-. ную и поверхность, динамический уровень устанавливают на уровне или .ниже подошвы продуктивного горизон та, причем затрубное давление на устье скважины поддерживают равным забойному давлению.

На чертеже представлена схема, поясняющая способ.

Способ насосной эксплуатации скважин осуществляется следующей последовательностью операций.

Глубинный насос обычной техноло-. гии спуско-подъемных операций спускается на глубину h ниже нижней границы интервала перфорации продуктивного горизонта на 10-20"метров.

10

50

Затрубное пространство соединяется со сборным коллектором через регулятор давления "До себя" и настраивается на давление на забое 40 добывающей скважины.

Запускается в работу глубинный насос по обычной технологии запуска с параметрами, обеспечивающими заданную производительность насоса с учетом деформации труб и штанг, равную производительности пласта при заданном забойном давлении.

Если в результате утечек из НКТ производительность скважины ниже требуемой и давление в затрубном пространстве не вырастает до забойного, то последовательно изменяется режим работы насоса для увеличения его теоретической производитель- ности по обычной технологии смены режима работы, насоса с целью компенсации утечек жидкости через негерметичность резьбовых соединений колонны НКТ.

Остановки и смена насоса осуществ-6О ляются по обычной технологии эксплуатации скважин.

При изменении нормы отбора жидкости из пласта повторяются операции по пунктам п. 2, и. 3, и. 4.

1200

2,7

О 1 0 3 . 3.

Rgp р . g. 0 =®м !1» заЪ

5. Paccuитаем газосодержание в насосе R< (при с = 0,35) йн = йпр(Ъ |) =10(1-0,35)

6,5 MÝ/M 3, 6 ° Рассчитаем объемный КПД насоса М н 1-008 6,5 048

=0061

1- R> 75 75

7. Рассчитаем производительность насоса по жидкости Q, J.Ñ Ë

= С р ф= 70,5 ° 0,064

4,5 м /сут

8. Рассчитаем фактическую производительность установки на поверхности с учетом утечек

Пример. Требуется осуществить эксплуатацию скважины насосным способом при следующих данных:

Заданный отбор жидкости, а м 3/сут 12

Возможная глубина спуска насоса, Нс, м (отметка подошвы продуктивного горизонта)

Забойное давление, P

МПа 1,5

Пластовое давление, РПЛ ° МПа

Коэффициент продуктивностир Кпрт м /сут

ЙПа

Э 3

Газовый фактор, G м /м 150

A. Обычный способ эксплуатации скважин штанговым насосом:

Затрубное давление, Рзс тр, МП а 0,1 насос диаметром, мм 68

Режим откачки:

Длина хода полированного штока, $ 3

Число качаний балансира, и, 1/мин 4,5 коэффициент сепарации газа у приема насоса 6 0 35 динамический уровень, Н> н, м 850

1. Рассчитаем условно-теоретическую производительность насоса диаметром 68 м при данном режиме откачки по формуле

JCh

Q T909= К S . n = 5, 22 ° 3 ° 4, 5

70,5 м8/сут

2. Коэффициент мертвого пространства насоса принимаем равным К

0,08.

3. Коэффициент утечек жидкости через насос и в трубах принимаем 1=0,85.

4. Рассчитаем .;; газосодержание у приема насоса при Н,„= 1200 м (при Р,„Ъ= 1,5 ИПа) Кяр.

1004619

4- o,08 ° 4,15 062

575 5 75

4,» = 70,5 ° 0,-108 = 7,6 м3/сут

Щизкт = 7,6 0,85 = 6,5 м з/сут..

Таким образом, максимально воз- можный дебит, который можно получить 30 насосом диаметром 68 мм составляет

6,5 м /сут, что почти в два раза

3 ниже заданного.

Рассмотрим максимально возможный дебит, который возможно отобрать насосом диаметром 68 ыи при использовании специального газосепаратора на приеме насоса. При использовании газосепаратора коэффициент сепарации 6,„= 0,5. аналогично рассмотренному 40 ЮО 3 S.

AnP=19. 0 " "

"н=7вЭ(1-О,Ц =395 И и -0,06. 9Г ОсЫ ссСЗЬ

4;96 ФЛ6

Я = 70,5 0,136 9,6 м /сут сн»т = 9юб ° 0к, 85 — 8 и /сут

Таким образом, даже при использова нии газосепарирующих устройств мак- 50 симально возможный дебит ниже заданного.

Б. Предлагаемый способ насосной эксплуатации.

Динамический уровень .:. . - 55 на уровне подошвы продуктивного горизонта, НАМИГ м

Глубина спуска насоса, Нсп ° м 1220 60

Затфубное давление, Р, ЯПа 1,3

1200

Яф кт= Q g = 4,5 0,85

3,83 мз/сут

Таким образом, при обычном способе эксплуатации насосом диаметром

68 мм можно отбирать 4 мз/сут жидкости, т.е. заданный дебит жидкос5 ти (12 м8/сут) не может быть осуществим.

Как следует иэ условия задачи (Рп 27 м)р Кпр 10 M 3/сут)ипа) 30 дебит 4,5 и /сут будет отбираться при Р,„б= 2,25 МПа, а не при Р к=

= 1 5 МПа.

Используя метод итераций, легко показать, что максимально возможный дебит насосом 68 мм составит 15

Q+ = 6,5 м /cyT при Р „ = 2,05МПа, . Действительно, при РЗд = 2,05 МПа, 150 . 3 з пР 2 05.10 /

При В = О-, 35, R g = 7, 31 (1-0,35)

4,75 м /м3

Забойное давление, РЗ б, МПа 1 5

Коэффициент сепарации,б 0,95

Насос диаметром, мм 38

Коэффициент мертвого пространства, Км, 0,08

Режим откачки, S, м 3 п, 1/мин 4, 5

1. условно-теоретическая производительность с

Я = 1,63 ° 3,45 = 22 м /сут

2. Коэффициент утечек y = 0,85

3. Газосодержание на уровне продуктивного горизонта (на динамичес-, ком уровне) R !

4. Гаэосодержание в насосе R>

Вн. "- R(1-б) = 10(1-0,95) ,, 3/мз

5. Объемный КПД насоса fb

1-0,08-0 5. 096 0 64

Р 45 15 б. Производительность насоса по жидкости

Ц,„ = 22 ° 0,64 = 14,1 м /сут.

7. Фактическая производительность на поверхности

Яф,„кт= 14,1-0,85 12 м /сут.

Таким образом, предгагаемый способ насосной эксплуатации скважин обеспечивает заданный отбор жидкости 12 мз/сут насосом диаметром 38 мм.

Технико-экономическое преимущество способа заключается в увеличении коэффициента полезного действия насоса и снижение себестоимости добычи нефти. формула изобретения

Способ насосной эксплуатации скважин, включающий спуск в скважину под динамический уровень глубинного насоса и подъем продукции скважины на дневную поверхность, о т л и ч аю шийся тем, что, с целью увеличения объемного КПД насоса путем повышения эффективности сепарации свободного газа, динамический уровень устанавливают на уровне или ниже подошвы продуктивного горизонта, причем эатрубное давление на устье скважины поддерживают равным забойному давлению.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Адонин А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами, M., "Недра", 1979, с. 139.

2. Муравьев И.М, и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газо- „ вых месторождений, M °, Гостоптехиэ дат, 1958, с. 260 (прототип).

1004619

Составитель В. Борискина

Редактор Л. Авраменко Техред Л,Пекарь Корректор А. Ференц

Заказ 1825/43 Тираж 601 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Иосква, Ж-35, Раушская наб.д,. 4/5

Филиал ППП "Патент", г. Ужгород, ул. Проектная, 4