Способ эксплуатации глубинного насосного оборудования нефтедобывающей скважины

Изобретение предназначено для использования в нефтедобывающей промышленности при эксплуатации скважин с обводненными пластами. Технический результат – повышение эффективности эксплуатации скважин за счет обеспечения возможности постоянного режима их эксплуатации при максимально возможной производительности. По способу предусматривают использование электропакера. За счет него обеспечивают поступление на прием электроцентробежного насоса нефти и воды. С помощью электропакера открывают и закрывают проход в обсадной колоне для пластовой жидкости. При закрытом электропакере на прием насоса обеспечивают поступление малообводненной нефти из межтрубного пространства. Одновременно обеспечивают разделение подпакерной жидкости на нефть и воду. При открытии электропакера на прием насоса и в межтрубное пространство обеспечивают поступление нефти и следом - воды. В состав дополнительного оборудования включают влагомер и уровнемер. С помощью них оптимизируют работу электропакера и насоса. Влагомер устанавливают ниже электропакера, а уровнемер - на устье скважины в межтрубном пространстве. При поступлении в зону влагомера эмульсионной пластовой жидкости электропакер закрывают. На прием насоса обеспечивают поступление нефти из межтрубного пространства. По показаниям уровнемера обеспечивают нахождение динамического уровня жидкости в заданных величинах с помощью открытия и закрытия электропакера. 1 ил.

 

Предлагаемое изобретение предназначено для использования в нефтедобывающей промышленности для поочередной подачи на прием скважинного насоса нефти и воды при эксплуатации обводненных пластов и при образовании высоковязкой водонефтяной эмульсии в колонне насосно-компрессорных труб.

Наиболее стойкие водо-нефтяные эмульсии образуются в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) нефтедобывающих скважин, снабженных установками электроцентробежных насосов (УЭЦН) из-за интенсивного перемешивания нефти и воды рабочими колесами глубинного насоса, вращающимися с высокой угловой скоростью - до 2000 оборотов в минуту и более. При движении вверх по колонне НКТ такая устойчивая эмульсия оказывает значительное сопротивление движению из-за высокой вязкости. Потери давления на трение растут, растет и давление на выходе глубинного электроцентробежного насоса, что, в свою очередь, снижает производительность насоса.

Для исключения образования в полости ЭЦН стойкой эмульсии необходимо организовать раздельное поступление нефти и воды на прием глубинного насоса. Известно несколько решений данной технической задачи.

По изобретению РФ №2232294 «Входное устройство скважинного насоса» (опубл. 10.07.2004) авторами предложено организовать поочередное поступление нефти и воды на вход глубинного скважинного насоса с помощью специального входного устройства. Недостатком данной технологии является то, что геометрические параметры устройства необходимо подбирать для условий эксплуатации каждой скважины, они носят индивидуальный характер.

В журнальной статье «Опыт применения технологий для ОРЭ многопластовых месторождений в ОАО «НК "Роснефть"» авторов Габдуллов P.P., Сливка П.И., Агафонов А.А. и Никишов В.И. (журнал «Инженерная практика», 2010. - №1. - С. 30-36) приведен пример эксплуатации двухпластового объекта разработки путем использования глубинного ЭЦН и электропакера, установленного между двумя пластами. Электропакером перекрывают обсадную колонну, для того чтобы измерить дебит верхнего пласта, а производительность нижнего пласта находят как разницу между общим дебитом двух пластов и дебитом верхнего пласта. Известное техническое решение – электропакер - необходимо по заявляемому изобретению использовать с иной технической целью, а именно - для организации периода времени статического положения скважинной продукции в стволе скважины под электропакером для гравитационного разделения на вышерасположенную нефть и нижележащую воду.

Технической задачей по изобретению является организация попеременного поступления отдельно нефти и воды на прием глубинного электроцентробежного насоса без индивидуального подбора характеристик дополнительного глубинного оборудования. При этом стандартное дополнительное оборудование должно эксплуатироваться в режиме, наиболее благоприятном для условий эксплуатации данной скважины и продуктивного нефтяного пласта. Совокупность таких особенностей эксплуатации подземного оборудования должна обеспечить не только новую сущность технологии, но такие его стороны, как универсальность и эргономичность.

Поставленная техническая задача по изобретению решается тем, что способ эксплуатации глубинного насосного оборудования нефтедобывающей скважины, заключающийся в чередующемся поступлении на прием глубинного электроцентробежного насоса (ЭЦН) нефти и воды, организован тем, что ниже насоса располагают электропакер, действующий в циклическом режиме: в его закрытом положении обсадная колонна перекрыта пакером, и на прием насоса поступает нефть из межтрубного пространства скважины через отверстие в кожухе-хвостовике насоса, в это время под пакером собирается нефть, а ниже нефти отстаивается вода из-за гравитационного разделения пластовой продукции. При открытии пакера основная часть подпакерной нефти перетекает в межтрубное пространство скважины, и лишь определенная ее часть будет поступать на прием насоса. Через некоторое время давление на приеме насоса и на забое скважины повысится, приток пластовой продукции в скважину стабилизируется и будет соответствовать производительности скважины. В этот период работы системы «пласт-скважина» на прием насоса будет поступать поднимающаяся вслед за нефтью отстоявшаяся пластовая вода. Не исключено то, что часть воды изначально перетечет в межтрубное пространство в начальный период открытия электропакера.

Вслед за отстоявшейся водой по обсадной колонне поднимется пластовая продукция, состоящая из глобул нефти и воды, поступление которых не желательно из-за образования устойчивой эмульсии в результате интенсивного перемешивания на ступенях ЭЦН.

Для диагностики характера поднимающейся по обсадной колонне жидкости ниже электропакера устанавливают влагомер, который постоянно передает на контроллер станции управления глубинного оборудования скважины данные по содержанию нефти и воды в потоке жидкости. При появлении под электропакером жидкости эмульсионного состава по сигналу контроллера электропакер закрывается, и начинается новый цикл, состоящий из одновременного протекания двух процессов: отбора насосом малообводненной нефти из межтрубного пространства и гравитационного разделения эмульсионной пластовой продукции, находящейся в обсадной колонне ниже электропакера.

Схема основного и дополнительного глубинного оборудования, с помощью которых реализуется изобретение, приведена на рисунке, где обозначены: 1 - обсадная колонна, 2 - колонна насосно-компрессорных труб, 3 - электроцентробежный насос, 4 - электропакер, 5 - влагомер, 6 - кабель электропитания и обратной связи пакера и влагомера, 7 - кожух-хвостовик ЭЦН, 8 - циркуляционное отверстие, 9 - кабель электропитания и обратной связи глубинного насоса, 10 - акустический уровнемер, 11 - динамический уровень жидкости, 12 - станция управления глубинным оборудованием скважины.

Кожух-хвостовик 7 электроцентробежного насоса имеет циркуляционное отверстие 8 для входа скважинной жидкости в насос. Кожух-хвостовик является соединительным звеном между колонной НКТ и электропакером 4, для того чтобы не было дополнительной нагрузки на ЭЦН и погружной электродвигатель при посадке всей колонны НКТ + насос на электропакер.

Согласно изобретению глубинное оборудование скважины эксплуатируется в следующем порядке.

1. Изучается интенсивность притока пластовой продукции в ствол скважины во времени методом кривой восстановления давления (КВД), для того чтобы оценить коэффициент продуктивности пласта и верхний допустимый уровень жидкости в МП - тот уровень жидкости в МП, при достижении которого приток пластовой жидкости в скважину резко снижается.

По данным исследования пластовой нефти также определяют минимально допустимое давление на приеме глубинного насоса и в соответствии с этой величиной с учетом средней величины давления газовой фазы в межтрубном пространстве определяют нижний допустимый уровень жидкости в МП - это тот уровень жидкости в МП, ниже которого не допустима эксплуатация электроцентробежного насоса ввиду опасности поступления на рабочее колесо насоса значительного объема газа в свободном состоянии (это может привести к срыву подачи ЭЦН).

2. В промытую и освоенную скважину на заданную глубину спускают на колонне НКТ насос с кожухом-хвостовиком 7 и электропакером 4 в открытом состоянии. За время, прошедшее после освоения скважины, в обсадной колонне 1 произойдет гравитационное разделение скважинной продукции на нефть и воду. В межтрубном пространстве между обсадной колонной и НКТ находится нефть и допустимо нахождение воды ниже нефти.

3. Для интенсификации притока пластовой жидкости контроллер СУ закрывает электропакер. С этого момента насос откачивает через отверстия 8 в кожухе 7 нефть или последовательно воду и нефть. Процесс отбора длится до тех пор, пока динамический уровень жидкости 11 не опустится до допустимой величины Нпред (эта величина зависит от минимально допустимого давления на приеме насоса 3). За динамическим уровнем жидкости (нефти) в МП наблюдает постоянно действующий уровнемер 10.

4. За время отбора нефти из МП эмульсионная продукция под пакером успевает разделиться на нефть и воду (по многим месторождениям на разделение нестойкой эмульсии требуется от 30 минут до 2-3 часов времени). Поэтому после очередного открытия электропакера на прием насоса вновь будет поступать не эмульсионный состав, а последовательно нефть и нижележащая вода.

В период отстаивания пластовой продукции под закрытым электропакером давление жидкости значительно повысится из-за восстановления забойного давления ввиду существования пьезопроводности в продуктивном нефтяном пласте. Благодаря этому при открытии электропакера начнется поступление нефти не только на прием ЭЦН, но и его накопление в межтрубном пространстве скважины.

Рассмотрим периодичность взаимодействия глубинного оборудования по предложенному способу на примере гипотетической скважины. Характеристики скважины и нефтяного пласта при условном постоянстве давления газа в МП на уровне 10 атм (0,1 МПа) приведены в таблице 1.

1) Объем нефти (слоя нефти и слоя воды) в МП:

2) Объем жидкости в обсадной колонне ниже пакера до пласта:

3) Производительность ЭЦН QЭЦН в соответствии с характеристикой пласта берем равной притоку Qпласт, то есть: QЭЦН=Qпласт=24 м3/час.

4) Часовая производительность ЭЦН: QЭЦНчас=24/24=1 м3/час.

5) Время отбора нефти (нефти и воды) из МП до момента открытия электропакера: .

6) Скорость оседания глобул воды в дисперсионной среде (нефти) определяется по формуле Стокса:

В эмульсионном столбе подпакерной жидкости высотой 500 м (1500 -1000) дисперсионной средой будет служить нефть высотой в 250 м при известной обводненности пластовой нефти в 50%.

Время расслоения пластовой продукции под электропакером на нефть и воду определяется как время, необходимое для прохождения глобулами воды расстояния в 250 метров (зона дисперсионной среды - нефти):

7) По проведенным расчетам видно, что время расслоения подпакерной жидкости меньше, чем время отбора нефти (нефти и воды) насосом из межтрубного пространства:

tрасслоения<tотбора (4,34 часа<5,45 часа).

Такое положение выгодно для работы электроцентробежного насоса в оптимальном режиме - пока будет идти отбор жидкости из межтрубного пространства, эмульсия под электропакером полностью расслоится на нефть и воду, и после открытия электропакера на прием ЭЦН вновь будет поступать только однофазная жидкость - нефть, а следом и вода.

Расчетами показана приемлемость предложенной технологии для эксплуатации электроцентробежного насоса в условии образования устойчивой высоковязкой эмульсии после рабочих колес насоса.

Существенным в изобретении, по мнению авторов, является то, что с помощью электропакера и отверстия в кожухе-хвостовика ЭЦН организовано одновременное протекание двух процессов: отбор неэмульсионной жидкости из межтрубного пространства и разделение подпакерной жидкости на нефть и воду. Положительный результат будет достигнут при использовании стандартного подземного оборудования в виде электропакера, но с выбором режима его эксплуатации, определения времени его закрытого и открытого положения. Для реализации изобретения предварительно проводится стандартный набор исследований системы «пласт - скважина - насос».

Способ эксплуатации глубинного насосного оборудования нефтедобывающей скважины, заключающийся в чередующемся поступлении на прием глубинного электроцентробежного насоса - ЭЦН нефти и воды, отличающийся тем, что ниже упомянутого насоса располагают электропакер, действующий в циклическом режиме: в его закрытом положении обсадная колонна перекрыта электропакером и на прием электроцентробежного насоса обеспечивают поступление нефти из межтрубного пространства скважины через отверстие в кожухе-хвостовике ЭЦН, в это время под электропакером обеспечивают сбор нефти, а ниже нефти - отстаивание воды при гравитационном разделении пластовой продукции, при открытии электропакера обеспечивают перетекание подпакерной нефти и следом воды в межтрубное пространство скважины и на прием электроцентробежного насоса, открытие и закрытие электропакера организуют с помощью контроллера станции управления скважиной по показаниям постоянно действующих уровнемера, находящегося в межтрубном пространстве на устье скважины, и влагомера, находящегося под электропакером, в частности при появлении эмульсионной жидкости электропакер закрывают и начинают период отстаивания пластовой продукции под электропакером, по показаниям уровнемера поддерживают с помощью контроллера уровень жидкости в межтрубном пространстве между заданными - допустимыми величинами.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию и, в частности, к погружным насосным установкам, содержащим устройства для отделения твердых частиц от пластовой жидкости, которые защищают погружные нефтяные насосы от абразивного износа.

Группа изобретений относится к оборудованию для обеспечения сепарации и глубинно-насосной эксплуатации добывающих скважин, а именно к многосекционным газовым сепараторам тарельчатого типа для наклонно-направленных скважин.

Группа изобретений относится к оборудованию для обеспечения сепарации и глубинно-насосной эксплуатации добывающих скважин, а именно к многосекционным газовым сепараторам тарельчатого типа для наклонно-направленных скважин.

Группа изобретений относится к оборудованию для обеспечения сепарации и глубинно-насосной эксплуатации добывающих скважин, а именно к многосекционным газовым сепараторам тарельчатого типа для наклонно-направленных скважин.

Изобретение относится к области охраны окружающей среды и может быть использовано для очистки подземных горизонтов от загрязнения нефтепродуктами. Устройство для сбора и откачки нефтепродуктов из подземного горизонта включает цилиндрическую камеру, выполненную в виде поплавка 1, погружной насос 2 с напорным трубопроводом 3 и приводом 4, а также полую монтажную штангу 5, внутри которой расположен напорный трубопровод 3.

Изобретение относится к нефтегазоперерабатывающей промышленности, а именно к разработке и эксплуатации пластов со сниженной в результате техногенного воздействия проницаемостью, низким пластовым давлением и высокой обводненностью.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче нефти из скважин с высоким содержанием газа и абразивных частиц.

Изобретение относится к нефтедобыче и предназначено для транспортировки среды на поверхность через ствол скважины. Технический результат – повышение надежности работы устройства.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче нефти из высокообводненных скважин без подъема воды на поверхность. Технический результат заключается в обеспечении заданной степени очистки воды от нефти и механических примесей за счет оптимального подбора числа параллельно и последовательно включенных сепараторов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации высокообводненных нефтяных скважин на поздней стадии эксплуатации нефтяного месторождения.

Описывается узел и способ заканчивания боковых стволов скважин. Данная компоновка заканчивания скважины содержит установку сопряжения с главной и боковой секциями, а также боковую колонну заканчивания и фиксирующее устройство, присоединенные к концу боковой секции, расположенной со стороны ниже по стволу скважины, и концу установки сопряжения, расположенной со стороны выше по стволу скважины, соответственно.

Изобретение относится к области добычи природного газа. Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) газового промысла в реальном масштабе времени контролирует устьевое давление Ру.и, устьевую температуру Ту.и, расход газа каждой скважины Qи, а также давления газа Рнгсш в начале газосборного шлейфа и следит за соблюдением условия Pу.и>Pнгсш для всех скважин куста.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к технике добычи нефти механизированным способом. Технический результат – повышение эффективности работы малодебитной скважины в условиях снижающейся продуктивности пласта за счет оптимизации параметров работы насосной установки, увеличения ее дебита и снижения риска срывов подачи при снижении притока.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтегазоконденсатных месторождений. Способ аккумуляции холода в пласте включает использование двухтрубной компоновки в двуствольной горизонтальной скважине, спуск первой лифтовой трубы с установкой пакера для отделения затрубного пространства и добычи нефти, спуск второй лифтовой трубы меньшего диаметра.

Изобретение относится к горной промышленности, в частности к фильтрующим устройствам для очистки бурового раствора и защиты бурового оборудования от попадания крупных механических частиц.

Изобретение относится к вибросейсмической технике и может быть использовано для повышения нефтеотдачи нефтегазоносных месторождений путем скважинного вибровоздействия на нефтяные пласты, а также для сейсморазведки земных недр.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа и может быть использовано при добыче сланцевой нефти с применением технологии гидравлического разрыва пласта. Скважинное оборудование для обработки призабойной зоны пласта состоит из струйного насоса, колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), наземного силового насоса, наземной сепарационной системы и системы управления.

Изобретение относится к технике добычи нефти и, в частности, к технике подъема добываемой продукции скважин, а именно газожидкостной смеси. Технический результат - повышение работоспособности и надежности работы установки, снижение вибрации подземного насосного оборудования, вызываемой присутствием газовых включений в откачиваемой продукции.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к добыче насосом из скважин нефти с высоким содержанием газа. Технический результат - упрощение устройства и обеспечение возможности использования при работе с электропогружными насосами и погружными плунжерными – штанговыми насосами.

Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности к области предупреждения гидратообразования в системах промыслового сбора газа преимущественно в условиях Крайнего Севера.

Изобретение относится к гидравлическим приводам для вращательного бурения, размещаемым в скважинах, в частности к осцилляторам для бурильной колонны, предназначенным для создания гидромеханических импульсов, воздействующих на бурильную колонну. Осциллятор содержит героторный винтовой гидравлический двигатель и клапан, а также плунжерный модуль, трансмиссионный вал и генератор гидромеханических импульсов, пружинный модуль, упорную втулку, кольцевой поршень, уплотнения и камеру для рабочей жидкости – масла. Первый клапанный элемент, скрепленный с ротором, снабжен трубчатым хвостовиком, направленным к клапану и внутренняя полость которого выполнена с возможностью сообщения с потоком текучей среды на выходе из героторного винтового гидравлического двигателя и образования проточного канала через внутреннюю полость трубчатого хвостовика к клапану. Плунжерный модуль содержит закрепленную внутри него обкладку из эластомера и установлен на трубчатом хвостовике с возможностью вращения и продольного перемещения относительно него. Первая клапанная пластина выполнена в виде скрепленной с плунжерным модулем дроссельной втулки с проточным каналом, внутренний профиль которого выполнен конфузорным вниз по потоку. Максимальное смещение центральной продольной оси проточного канала дроссельной втулки относительно центральной продольной оси обкладки из эластомера в статоре равно удвоенной величине эксцентриситета центральной продольной оси ротора относительно центральной продольной оси обкладки из эластомера в статоре. Максимальное смещение центральной продольной оси проточного канала второй неподвижной втулки относительно центральной продольной оси обкладки из эластомера в статоре равно величине эксцентриситета центральной продольной оси ротора относительно центральной продольной оси обкладки из эластомера в статоре. Повышается ресурс и надежность осциллятора, расширяется диапазон энергетических характеристик пульсирующего давления текучей среды и механической мощности генератора гидромеханических импульсов при меньшем уровне потерь давления, снижаются силы трения бурильной колонны о стенки скважины, уменьшаются крутильные напряжения в бурильной колонне при бурении горизонтальных скважин, снижается вероятность прихвата бурильной колонны, повышается ресурс долота и скорость проходки скважины. 4 з.п. ф-лы, 12 ил., 1 табл.

Изобретение предназначено для использования в нефтедобывающей промышленности при эксплуатации скважин с обводненными пластами. Технический результат – повышение эффективности эксплуатации скважин за счет обеспечения возможности постоянного режима их эксплуатации при максимально возможной производительности. По способу предусматривают использование электропакера. За счет него обеспечивают поступление на прием электроцентробежного насоса нефти и воды. С помощью электропакера открывают и закрывают проход в обсадной колоне для пластовой жидкости. При закрытом электропакере на прием насоса обеспечивают поступление малообводненной нефти из межтрубного пространства. Одновременно обеспечивают разделение подпакерной жидкости на нефть и воду. При открытии электропакера на прием насоса и в межтрубное пространство обеспечивают поступление нефти и следом - воды. В состав дополнительного оборудования включают влагомер и уровнемер. С помощью них оптимизируют работу электропакера и насоса. Влагомер устанавливают ниже электропакера, а уровнемер - на устье скважины в межтрубном пространстве. При поступлении в зону влагомера эмульсионной пластовой жидкости электропакер закрывают. На прием насоса обеспечивают поступление нефти из межтрубного пространства. По показаниям уровнемера обеспечивают нахождение динамического уровня жидкости в заданных величинах с помощью открытия и закрытия электропакера. 1 ил.

Наверх