Спосіб експлуатації нафтової свердловини

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при добыче нефти при обводненности до 70% из низкопродуктивных горизонтов. Наиболее близким к предлагаемому является способ эксплуатации нефтяной скважины, включающий спуск на лифтовой колонне глубинного штангового насоса с хвостовиком, погружение насоса в скважинную нефть, насыщенную газом с пластовой водой и откачу нефти [1]. Так как нижний конец хвостовика открытый, а из нефти постоянно выделяется газ (так как давление насыщения газом в подавляющем большинстве случаев превышает давление от динамического уровня жидкости в скважине), то возникает сильная пульсация, проскакивание пачек газа из хвостовика в затрубное пространство, Это отрицательно влияет на работу штангового насоса и добычу нефти. Кроме этого, в данном способе не уделяется внимание подбору внутреннего диаметра труб хвостовика В частности указывается, что диаметр труб хвостовика и подъемных труб (в нашем случае - лифтовых труб) одинаков. Это ничем не обосновано, в частности не увязано со скоростью откачки скважинного флюида по хвостовику. Завышенный диаметр труб хвостовика приводит к снижению скорости движения флюида по хвостовику. При определенной величине снижения вода отделяется от нефти и опускается вниз. По этой причине происходит накопление воды ниже насоса и увеличивается противодавление на продуктивный горизонт. Все это приводит к снижению дебита скважины. В способе не обосновывается глубина спуска нижнего конца хвостовика. Хвостовики в большинстве случаев не допускают до зоны перфорации. Это приводит к тому, что между нижним концом хвостовика и зоной перфорации возникает разрыв увеличенного сечения. Этот разрыв заполняется пластовой водой, а чаще вязкой эмульсией, которая препятствует прохождению через нее пластового флюида. Вторым недостатком наличия разрыва является то, что здесь накапливается осадок, Осадок постепенно уплотняется, особенно при простоях, и тоже вызывает снижение дебита. Нередко осадконакопление вызывает резкое снижение дебита. Скважину приходится останавливать на неплановый ремонт для чистки пробки в зоне перфорации. Таким образом, основным недостатком известного способа является низкая эффективность добычи нефти из глубоких скважин, особенно при обводненности до 70%. Задачей настоящего изобретения является повышение добычи нефти из глубоких скважин при обводненности до 70% за счет предотвращения накопления ниже насоса попутно добываемой воды. Эта задача решается за счет того, что в известном способе эксплуатации нефтяной скважины, включающей спуск на лифтовой колонне глубинного штангового насоса с хвостовиком на конце, погружение насоса в скважинную нефть, насыщенную газом и пластовой водой, и откачку нефти, насос опускают под динамический уровень, а нижний конец хвостовика устанавливают на уровне нефтяного пласта, на нижнем конце хвостовика размещают дополнительный всасывающий клапан, при этом внутренний диаметр труб хвостовика определяют из соотношения где d - внутренний диаметр труб хвостовика, см; q - секундный расход (дебит) скважины, см3 /сек. Предлагаемый способ поясняется чертежом, где показано скважинное оборудование в момент откачки нефти. На чертеже приведена нефтяная скважина, в которую спущена эксплуатационная колонна 1, имеющая участок перфорации 2 против нефтяного пласта 3. В эксплуатационную колонну 1 спущена лифтовая колонна 4 с глубинным штанговым насосом 5 и трубным хвостовиком 6. На конце хвостовика 6 может быть установлен фильтр 7 (на чертеже показан только верхний конец фильтра). На нижнем конце хвостовика 6 размещен дополнительный всасывающий клапан 8. В нижней части насоса 5 имеется всасывающий клапан 9 (основной). При откачке нефти в затрубном пространстве устанавливается динамический уровень Нд, соответствующий данной производительности глубинного насоса 5 (или данному дебиту скважины). При этом глубина погружения насоса 5 под динамический уровень будет h. Способ осуществляется следующим образом. До спуска в скважину глубинного оборудования производят следующие расчеты: 1. Определяют внутренний диаметр d труб хвостовика 6 по вышеприведенной формуле (I). По полученной величине подбирают стандартные трубы НКТ, имеющие внутренний диаметр, наиболее близкий к расчетному (равный, меньше, но не больше). При таком подборе труб хвостовика 6 обеспечивается скорость подъема скважинной жидкости по хвостовику 6 больше, чем скорость опускания пластовой (т.е. попутно добываемой) воды вниз. Это предотвращает накопление воды в призабойной зоне после запуска глубинного насоса 5 в работу. 2. Определяют глубину спуска насоса 5 под динамический уровень Нд, исходя из следующего. При откачке нефти в затрубном пространстве устанавливается соответствующий динамический уровень Нд, соответствующий данной производительности насоса 5, Наблюдениями путем отбора проб из затрубного пространства установлено, что в затрубном пространстве между хвостовиком 6 и эксплуатационной колонной 1 находится нефть, имеющая удельная вес gн. В хвостовике 6 находится откачиваемый из нефтяного пласта 3 пластовый флюид удельного веса gф (так как по данному способу не происходит разделение пластового флюида). Для условия, что на уровне нефтяного пласта 3 давление жидкости, заполняющей хвостовик б, будет равно давлению жидкости в затрубном пространстве, - составим равенство Сделав преобразование, получим где Нд - динамический уровень, замеренный от кровли нефтяного пласта 3; h - глубина спуска глубинного насоса 5 под динамический уровень; gн - удельный вес нефти для данной скважины; gф - удельный вес пластового флюида (находящегося в момент работы насоса 5 в хвостовике 6). При таком подборе глубины спуска насоса 5 исключаются случай срыва подачи нефти насосом 5. Одновременно эта глубина будет оптимальной в смысле гидравлических сопротивлений, которые в этом случае будут минимальными. Это облегчает условия работы насоса 5 и снижает утечки через насос 5. 3. Определяют прирост дебита скважины за счет снижения противодавления на нефтяной пласт 3 за счет предотвращения накопления попутно добываемой воды ниже насоса 5. При добыче нефти без хвостовика и с хвостовиком, но без дополнительного клапана 8 ниже насоса 5 в скважине находится пластовая вода с уд. весом gп.в. При эксплуатации скважины данным способом в хвостовике 6 находится пластовый флюид с g ф. Тогда снижение скважинного давления в момент работы насоса 5 определится из следующей формулы: где Ρ - скважинное давление в момент работы насоса 5 без применения данного способа эксплуатации нефтяной скважины, кгс/см2. Известно также, что дебит скважины изменяется пропорционально снижению динамического уровня, который определяет скважинное давление (см. Репин Н.П. и др. Технология механизированной добычи нефти, М., Недра, 1976, с. 85). Тогда прирост дебита от снижения скважинного давления при эксплуатации скважины данным способом составит: После производства таких расчетов и подбора в соответствии с ними скважинного оборудования приступают к спуску его в скважину. При этом нужно, чтобы нижний конец хвостовика 6 находился на уровне нефтяного пласта 3. Наиболее оптимальный вариант, когда низ хвостовика 6 находится не выше нижних отверстий зоны перфорации 2. В этом случае вся пластовая вода, мех. примеси (песок и пр.) вместе с нефтью попадают через фильтр а при его отсутствии - через башмак хвостовика 6 и далее к насосу 5. В результате не происходит накопление осадка в зоне перфорации 2 и снижение дебита по этой причине. После спуска в скважину скважинного оборудования (4, 5, 6,7,8,9 и фильтр, а при его отсутствии и без него) насос 5 пускают в работу. В зависимости от производительности насоса 5 и характеристики нефтяного пласта 3 через некоторое время в скважине устанавливается динамический уровень Нд. Причем вся скважинная жидкость, находящаяся в затрубном пространстве, заменяется полностью на нефть. В хвостовике 6 в этот момент будет находиться "чистый" пластовый флюид с g ф. Работа скважины происходит следующим образом. При неработающей скважине давление от столба жидкости в хвостовике 6 и затрубном пространстве будет одинаковое. В тот момент, когда насос 5 начинает работать, происходит следующее. При ходе плунжера насоса 5 вниз давление в хвостовике 6 повышается, от чего его нижний клапан 8 закрывает и отсекает хвостовик 6 снизу. При понижении давления (когда плунжер идет вверх) клапан 8 открывается и сообщает хвостовик 6 с затрубным пространством скважины, и нефтяным пластом. При ходе плунжера насоса 5 вниз закрывается также и его всасывающий клапан 9 и отсекает хвостовик 6 сверху. В результате в лифтовую колонну 4 заходит пластовый флюид, находящийся между плунжером и клапаном.9, через клапан, имеющийся в самом плунжере (на чертежах он не показан). В этот момент хвостовик 6 получается отсеченным с обеих концов. А так как в первоначальный период давление в нем ниже давления насыщения, то происходит интенсивное выделение .нефтяного газа, находящегося в растворенном виде в пластовом флюиде. Выделение газа приводит к тому, что давление в замкнутом объеме хвостовика 6 становится равным давлению насыщения Р нас. При ходе плунжера вверх давление над клапаном 9 снижается и становится меньше давления "разгазированного" флюида в хвостовике 6. Клапан 9 открывается и разгазированный флюид заходит из полости хвостовика 6 через клапан 9 в насос 5. Как только давление в системе "хвостовик 6 -верхний клапан 9 и полость цилиндра под плунжером насоса 5" станет меньше давления в скважине нижний клапан 8 открывается и разряжение передается в ствол скважины. Это разряжение вызывает приток пластового флюида из нефтяного пласта 3, который заходит через клапан 8 в полость хвостовика 6. Приток продолжается до тех пор, пока плунжер насоса 5 не пойдет вниз. В этот момент верхний клапан 9 закрывается вновь. В тот момент, когда приток из пласта 3 прекратился, нижний клапан 8 тоже закрывается. Таким образом хвостовик 6 вновь оказался отсеченным с двух сторон. Находящаяся над клапаном 8 жидкость начинает заходить в лифтовую колонну 4 через опускающийся вниз плунжер насоса 5. В последующем газ, находящийся в растворенном виде в пластовом флюиде в полости лифтовой колонны 4 будет способствовать облегчению его подъема. В этот самый момент в полости запертого с обеих концов хвостовика б происходит выделение нефтяного газа и разгазирование пластового флюида, находящегося в нем. Но так как объем полости хвостовика ограничен, то происходит незначительное выделение газа, так как быстро давление внутри хвостовика достигает давления насыщения. При ходе плунжера насоса 5 вверх давление в объеме между плунжером и клапаном 9 начинает снижаться. Как только оно станет меньше давления вверху полости хвостовика б клапан 9 открывается и пластовый флюид под действием упругой энергии растворенного и выделившегося нефтяного газа начинает заходить в полость цилиндра насоса 5. В первоначальный момент давление пластового флюида, находящегося в хвостовике 6, воздействует снизу на плунжер насоса 5, облегчая его нагрузки и снижая величину утечек через насос 5. При дальнейшем ходе плунжера вверх это давление падает и становится меньше скважинного давления, Вновь клапан 8 открывается и из пласта заходит β скважину пластовый флюид, который заходит внутрь хвостовика 6 (а не в затрубное пространство, так как там постоянное давление, равное Нд х gнх0,1) и т.д., как описано выше. Пример. Способ опробовали на скважинах Старо-Самборского месторождения. Данные по усредненной скважине: глубина 3500 м, эксплуатационная колонна Æ146 мм, зона перфорации - (3370-3410), лифтовая колонна Æ73 мм спущена на 2000 м, уд.вес нефти gн=0,84 г/см3, уд.вес пластового флюида g ф=1,03 г/см3, обводненность 32%, газовый фактор 63, дебит скважины -12 м за сутки или 139 см3 в секунду, Нд=1810м. Глубина до кровли продуктивного горизонта 3370 м. Удельный вес пластовой воды gп.в. 1,15 г/см3. Пластовое давление Рл=240 кгс/см . 1. Определяем внутренний диаметр хвостовика 6 по ф-ле (1), d £ 0,35x q = 0,35x118 = 4,1см или 41мм , Принимаем НКТ, имеющие близкий размер по внутреннему диаметру - 25 мм. Это НКТ Æ/48 мм с высаженными концами. В последующем проверим выбранные трубы на удовлетворение приросту дебита от снижения скважинного давления при применении предлагаемого способа. 2. Определяем глубину спуска насоса 5 под динамический уровень 9 Нд по формуле (2). Нд ´ ( g ф - g н ) h= = gф 1810 ´ (1,03 - 0,84 ) = 322м 1,03 Глубина спуска глубинного штангового насоса будет равна = Нд = Н - Нд + h (5 ) где Η - Глубина до кровли нефтяного горизонта в м.; h - глубина спуска насоса 5 под динамический уровень в м. После подстановки всех значений в ф-лу (5) получим Η =1822 м. 3. Определяем прирост добычи нефти от применения способа. Для этого определяем вначале снижение скважинного давления за счет своевременного выноса пластовой воды, поступающей вместе с пластовым флюидом из нефтяного пласта 3 по формуле (3) Скважинное давление при известных способах добычи определяется высотой столба пластовой воды, находящейся ниже глубинного насоса 5 и оно определяется по формуле I Представив все значения в ф-лу (6), получим Р=1,15х1810х0,1=208кгс/см2. Тогда прирост добычи определим по ф-ле(4) 4.Проверим выбранные трубы для хвостовика 6 с учетом увеличения дебита: d £ 0,35x q = 0,35см . Таким образом выбранные трубы из-за отсутствия других ближайших остаются в силе. После проведения названных проверочных расчетов в скважину спустили следующее скважинное оборудование: (сверху вниз) лифтовая колонна 4 из НКТ Æ73 мм 1822 м, глубинный штанговый насос 5, хвостовик из НКТ Æ48 мм длиной 1588 м и небольшой фильтра длиной 2 м. Скважину пустили в работу. При этом были установлны и основной 9 и дополнительный 8 клапана. Через 2 часа работы дебит стабилизировался и стал равным 13,4 м3/сутки. Опыт эксплуатации семи скважин данным способом в течение года показал, что увеличилось межремонтное время работы скважин, снизились нагрузки на штанговую колонну из-за улучшения условий подъема пластового флюида по лифтовой колонне 4, снизилось парафинообразование как в призабойной зоне, так и в лифтовой колонне 4, Дебит увеличился от 10 до 33%. Преимущества предлагаемого способа эксплуатации нефтяных скважин. Способ повышает эффективность эксплуатации скважин; увеличивается дебит, увеличивается межремонтное время (по 7 скважинам это увеличение составило в среднем 16%), Все это снижает затраты на добычу нефти. Формула (1) выведена эмпирически по результатам лабораторных и промысловых испытаний в НГДУ "Бориславнефтегаз". Результаты названных испытаний рассмотрены на техническом Совете НГДУ "Бориславнефтегаз'' 10.06,94, который принял решение о внедрении способа при добыче нефти из малодебитных скважин (с добычей до 30 м3 сутки) и обводненностью до 70%.