Способ эксплуатации обводненной скважины



Способ эксплуатации обводненной скважины
Способ эксплуатации обводненной скважины
Способ эксплуатации обводненной скважины
Способ эксплуатации обводненной скважины

Владельцы патента RU 2332558:

Сычев Евгений Геннадьевич (RU)
Пальчиков Игорь Леонидович (RU)
Валеев Асгар Маратович (RU)
Калугин Александр Владимирович (RU)
Халимов Миндиян Анварович (RU)
Немыкин Евгений Викторович (RU)
Чернов Павел Альбертович (RU)
Маслов Александр Владимирович (RU)

Изобретение может быть использовано для добычи нефти из скважин штанговыми насосами. Обеспечивает защиту плунжерной пары насоса от заклинивания. Сущность изобретения: по способу подают к приему насоса нефть, обработанную противозадирным агентом. Согласно изобретению в столб нефти в затрубном пространстве скважины подают ударную дозу противозадирного агента. Постепенное поступление обработанной нефти из затрубного пространства к приему насоса осуществляют за счет естественных колебаний давления в системе сбора продукции скважин. При этом по результатам периодического динамографирования штангового насоса при необходимости для обеспечения разового поступления обработанной нефти перекрывают затрубную задвижку на устьевой арматуре на период, достаточный для возрастания давления в затрубном пространстве скважины на 0,1-0,2

кгс/см2. 1 з.п. ф-лы, 3 табл., 4 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к области добычи нефти из скважин штанговыми насосами.

При подъеме нефти из скважин штанговыми насосами плунжерная пара смазывается добываемой жидкостью. Если добываемая жидкость безводная или малообводненная нефть, то ее смазывающая способность достаточна для нормальной работы плунжерной пары. Если же обводненность продукции высока (более 70-80%) из-за низкой ее смазывающей способности, работа плунжерной пары осложняется такими явлениями, как заклинивание плунжера, задир, катастрофический износ. Можно избежать упомянутых осложнений, если улучшить смазывающую способность добываемой продукции.

Известны способы повышения смазывающей способности углеводородных жидкостей, в частности масел, получаемых из нефтей, добавлением специальных присадок (Черножуков Н.И. Технология переработки нефти и газа. Ч.3. «Очистка нефтепродуктов и производство специальных продуктов». - М., «Химия», 1967, 360 с.).

Недостаток известного способа - дороговизна присадок, поэтому их применение оправдано лишь для улучшения эксплуатационных свойств смазочных свойств масел, но не сырой нефти.

Известен способ повышения смазывающей способности рабочей жидкости на основе воды путем добавления в нее композиции неионогенных и катионо-активных реагентов, который позволяет снизить износ насоса (а.с. «Рабочая жидкость для гидропоршневых насосов», №1281746, МПК7 F04В 47/04. БИ №1, 1987).

Недостаток - необходимость установки дозировочного оборудования на каждой скважине для подачи композиции, кроме того, при высокой обводненности продукции велик расход реагентов для обработки водной фазы продукции.

Таким образом, возникла проблема создания способа эксплуатации обводненной скважины, который обеспечивает защиту плунжерной пары от заклинивания, задира, катастрофического износа без использования дорогих присадок и дозировочного оборудования на каждой скважине.

Цель изобретения - создание способа эксплуатации обводненной скважины, который обеспечивает защиту плунжерной пары от заклинивания, задира, катастрофического износа путем подачи к приему насоса нефти, обработанной противозадирным агентом, при этом необходимо, чтобы агент не был дорогой специальной присадкой, а входил бы в ассортимент широко применяемых в нефтедобыче химических продуктов.

Поставленная цель достигается тем, что в столб нефти в затрубном пространстве скважины подают ударную дозу противозадирного агента, а постепенное поступление обработанной нефти из затрубного пространства к приему насоса осуществляют за счет естественных колебаний давления в системе сбора продукции скважин, при этом по результатам периодического динамографирования штангового насоса при необходимости для обеспечения разового поступления обработанной нефти перекрывают затрубную задвижку на устьевой арматуре на период, достаточный для возрастания давления в затрубном пространстве скважины на 0,1-0,2 кгс/см2.

Подача ударной дозы противозадирного агента производится следующим образом: к скважине подвозят реагент на автоцистерне, стравливают давление в затрубном пространстве и заливают (закачивают) необходимое количество рабочего раствора реагента в безводной нефти.

В скважине (см. фиг.4) от забоя до приема насоса находится столб воды, через который всплывают капли нефти и пузырьки газа, а в затрубном пространстве скважины находится столб нефти, в котором всплывают пузырьки газа. Залитый раствор реагента перемешивается с нефтью, находящейся в затрубном пространстве, за счет конвективных потоков и барботирования газом.

В системе сбора продукции скважин происходят естественные пульсации и колебания давления. Если давление в системе растет, то столб нефти из затрубного пространства частично вытесняется к приему насоса, если давление снижается - в затрубное пространство поступает некоторое количество свежей нефти. Таким образом, в результате изменений давления в системе сбора и затрубном пространстве скважин нефть, содержащая противозадирный агент, подается к приему насоса.

Для оценки действенности противозадирного агента проводят динамографирование штангового насоса. Если динамограмма показывает возрастание трения в плунжерной паре, это говорит о том, что темп поступления обработанной нефти к приему насоса недостаточен. В этом случае для обеспечения разовой подачи к приему насоса нефти, обработанной противозадирным агентом, временно перекрывают затрубную задвижку на устьевой арматуре на период, достаточный для возрастания давления в затрубном пространстве скважины на 0,1-0,2 кгс/см2. При этом к приему насоса вытесняется обработанная нефть в количестве, равном объему затрубного пространства, высотой 1-2 м. (см. фиг.4, Б). Как показывает практика, последействие одной такой обработки длится в течение 6-12 дней.

Лучшими специальными присадками к маслам являются высокохлорированные парафиновые углеводороды. Однако они дороги.

Среди широко применяемых в нефтедобыче химических продуктов имеются и такие, которые в своем составе содержат хлорированные углеводороды парафинового ряда, хлоргидраты аминопарафинов, продукты конденсации натриевой соли диизопропилдитиофосфорной кислоты с органическими хлорпроизводными. Обычно они относятся классу ингибиторов коррозии и бактерицидов.

Как показали стендовые эксперименты на машине трения, некоторые из них могут быть использованы по новому назначению, т.е. как противозадирные и снижающие износ агенты.

В частности, в качестве противозадирного агента хорошо себя показали ингибиторы-бактерициды типа СНПХ-1004 р, СНПХ-1007. Применение реагентов СНПХ-1004 р, СНПХ-1007 в скважинах показало, что они обеспечивают получение следующих положительных эффектов:

- Устранение задиров, уменьшение трения и износа в плунжерной паре;

- Ингибирование коррозии в скважине и выкидном трубопроводе;

- Бактерицидную обработку добываемой продукции.

Способ осуществляется следующим образом. При работе скважины, когда затрубное пространство скважины (см. фиг.4, А) свободно сообщается с выкидным трубопроводом, у приема насоса находится граница раздела между нефтью и водой (от забоя до приема насоса находится столб воды). Для устранения возможных осложнений в работе, таких как заклинивание плунжера, задир, катастрофический износ пары трения штангового насоса, к скважине подвозят реагент на автоцистерне 7, стравливают давление в затрубном пространстве 6 и заливают (закачивают) необходимое количество рабочего раствора реагента в безводной нефти. Раствор реагента закачивают в таком объеме, чтобы он частично заместил жидкость в штанговом насосе и в нижней части насосно-компрессорных труб. Этим достигается первичная обработка плужерной пары ударной дозой противозадирного агента.

При пуске скважины в работу сначала благоприятные условия трения в плунжерной паре обеспечиваются за счет первичной обработки пары, а в последующем - за счет поступления обработанной нефти из затрубного пространства к приему насоса, вызванных естественными колебаниями давления в системе сбора продукции скважин.

Пример использования №1

На фиг.1 и 2 и таблицах 1, 2 приведены результаты лабораторных экспериментов по подбору реагентов для осуществления способа защиты плунжерной пары.

Известно, что наименьшей смазывающей способностью обладает дистиллированная вода, поэтому из обводненной скважины отбирают пластовую воду и сравнивают ее смазывающую способность с дистиллированной: чем ближе пластовая вода к дистиллированной по интересующему нас параметру, тем больший эффект даст применение антифрикционных присадок к воде.

На фиг.1 и таблице 1 показана зависимость диаметра пятна износа от нагрузки для различных сред. Пятно износа, которое определяется на машине трения ЧШМ 3.1, является ГОСТированным показателем смазывающей способности среды. Чем больше пятно износа при прочих равных условиях, тем хуже смазывающие свойства жидкости.

Из графиков видно, что из трех испытанных сред наилучшими смазывающими способностями обладает пластовая вода+СНПХ-1004 р.

Таблица 1
Зависимость диаметра пятна износа от нагрузки
Р, кНД, мм
вода дистиллированнаявода пластововаяпластовая вода + СНПХ-1004 р
0,20,50,250,15
0,40,70,450,35
0,62,20,660,5
0,72,61,080,6
0,932,150,8
1,272,82,0
1,63,32,26
22,5

Для определения оптимальной величины дозировки реагента исследуется пластовая вода без реагента и с различной величиной дозировки (фиг.2 и таблица 2).

Из графиков видно, что добавка 50 мг/л СНПХ-1004 р существенно улучшает смазывающие свойства пластовой воды. Дальнейший рост дозировок реагента приводит к дальнейшему улучшению смазывающих свойств пластовой воды, однако темп улучшения замедляется. Поэтому в данном случае оптимальной следует считать величину дозировки 200 мг/л СНПХ-1004 р.

Таким образом, видно, что при дозировке в пластовую воду 200 мг/л СНПХ-1004 можно улучшить ее смазывающую способность более чем в два раза. Однако при этом понадобится постоянная дозировка реагента.

Таблица 2
Зависимость диаметра пятна износа от нагрузки для различных величин дозировки
Р, кНвода пластововаяпластовая вода + СНПХ-1004 р
50 мг/л200 мг/л500 мг/л
0,20,250,20,170,15
0,40,450,40,250,2
0,60,660,550,330,247
0,71,0810,70,6
0,92,1521,491,289
1,272,82,51,851,583
1,63,332,21,949

Пример использования №2

На фиг.3 и таблице 3 приведены результаты лабораторных экспериментов по подбору реагентов для осуществления способа защиты плунжерной пары.

Методика экспериментов заключалась в следующем.

Для испытания на машине трения предварительно обезжиренные шарики помещались на 1 час в пластовую воду для формирования на их поверхности водяной пленки, а затем - на 5 минут в нефть, содержащую 2000 мг/л реагента СНПХ-1004 р. При этом активированная реагентом нефть практически полностью вытесняла водную пленку и гидрофобизировала поверхность шариков. Обработанные таким образом шарики помещались в кювету испытательной машины, заполненную пластовой водой. Испытания проводились в течение 20 суток, по 2 часа в сутки. В период между испытаниями шарики находились в водной среде.

Испытания показали, что и необработанная реагентом и обработанная нефть в первые 5 суток обладает высокой смазывающей способностью по сравнению с пластовой водой, в последующие сутки смазывающие свойства нефтяной пленки резко снижаются, а свойства обработанной реагентом - остаются достаточно высокими еще в течение 10 дней. Это объясняется тем, что пленка, содержащая в своем составе реагент СНПХ-1004 р, имеет более высокие структурно-механические свойства, лучшие показатели избирательного смачивания металлической поверхности в присутствии водной фазы и более высокую адгезию к металлу.

Таблица 3
Зависимость диаметра пятна износа от времени. Нагрузка - 0,8 кН
t, сутвода пластоваянефтьнефть + СНПХ1004 р
0000
51,20,50,3
101,61,30,7
151,81,71,1
201,91,91,8

1. Способ эксплуатации обводненной скважины, который обеспечивает защиту плунжерной пары скважинных штанговых насосов от заклинивания и задира при добыче высокообводненных нефтей, включающий подачу к приему насоса нефти, обработанной противозадирным агентом, отличающийся тем, что в столб нефти в затрубном пространстве скважины подают ударную дозу противозадирного агента, а постепенное поступление обработанной нефти из затрубного пространства к приему насоса осуществляют за счет естественных колебаний давления в системе сбора продукции скважин, при этом по результатам периодического динамографирования штангового насоса при необходимости для обеспечения разового поступления обработанной нефти перекрывают затрубную задвижку на устьевой арматуре на период, достаточный для возрастания давления в затрубном пространстве скважины на 0,1-0,2 кгс/см2.

2. Способ эксплуатации обводненной скважины по п.1, отличающийся тем, что в качестве противозадирного агента используют ингибиторы - бактерициды типа СНПХ-1004, СНПХ-1007.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к кислотному фосфорсодержащему реагенту, представляющему интерес для использования в нефтяной промышленности, теплоэнергетике, текстильной промышленности, в производстве минеральных удобрений и бытовой химии, и способам его получения.

Изобретение относится к химии фосфорорганических соединений, а именно к кислотному фосфорсодержащему комплексообразующему реагенту - компоненту составов для обработки обводненных нефтяных пластов, являющемуся высокоэффективным комплексоном и представляющему интерес для использования в нефтяной промышленности, теплоэнергетике, текстильной промышленности, в производстве минеральных удобрений и бытовой химии, и способу его получения.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений, и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи и снижения обводненности продукции скважин, эксплуатирующих проницаемостно неоднородный пласт.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке многопластовых нефтяных залежей с разнопроницаемыми пластами, в частности, на поздней стадии разработки.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти путем снижения проницаемости высокообводненных участков слоисто-неоднородных нефтяных пластов.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, в частности к повышению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости, заводненных нефтяных пластов путем регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к микробиологическим и гидродинамическим способам повышения нефтеотдачи пластов. .
Изобретение относится к области повышения нефтеотдачи скважин методом термохимического воздействия на призабойную зону продуктивного пласта. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к реагентам для повышения нефтеотдачи и к способам обработки нефтяного пласта, и может быть использовано для повышения эффективности обработки фациально-неоднородных пластов, а также для извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной залежи на поздней стадии. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству кустов нефтяных и газовых скважин. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи, разрабатываемой на естественном режиме. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к способам и устройствам для повышения производительности скважин путем обработки призабойной зоны продуктивного пласта с целью удаления из нее различных отложений.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к способам и устройствам для повышения производительности скважин путем обработки призабойной зоны продуктивного пласта с целью удаления из нее различных отложений.

Изобретение относится к горному делу и предназначено для восстановления и повышения производительности геотехнологических скважин различного назначения, а также для отбора проб воды из прифильтровых частей скважин.

Изобретение относится к способу добычи углеводородов из подземной залежи гудронового песка или залежи тяжелой нефти, имеющих высокую вязкость. .
Изобретение относится к разработке нефтяной залежи и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности. .
Изобретение относится к разработке нефтяной залежи и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи, разрабатываемой на естественном режиме. .

Изобретение относится к области бурения и эксплуатации нефтяных, газовых и нагнетательных скважин. .

Изобретение относится к добыче жидкости из скважин механизированным способом при помощи погружных центробежных насосных установок с регулируемым электроприводом
Наверх