Способ эксплуатации скважины, оборудованной скважинной штанговой насосной установкой, в условиях, осложненных снижением динамического уровня
METHOD FOR OPERATING A WELL EQUIPPED WITH A DOWNHOLE ROD PUMPING UNIT IN CONDITIONS COMPLICATED BY A DECREASE IN THE DYNAMIC LEVEL

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам эксплуатации скважинной штанговой насосной установки (СШНУ) в условиях, осложненных низким динамическим уровнем добывающей скважины.
Известен способ эксплуатации и оптимального управления штанговой глубинно-насосной установкой добывающей скважины, включающий предварительное обследование скважин, реализация алгоритма вывода ее на динамический уровень с признаком незаполнения насоса или определения динамического уровня расчетным путем в зависимости от максимальных и минимальных нагрузок, замеряемых датчиком нагрузки (патенты RU №№ 2163658, 2242587, 2242588).
Недостатком данных способов является дороговизна из-за применения большого количества датчиков, сложность реализации, высокие затраты времени и потери нефти при обследовании скважины перед выводом на рабочий режим, низкая эффективность из-за изменения значений максимальных и минимальных нагрузок в процессе эксплуатации в результате образования отложений на штанговой колонне.
Известен способ эксплуатации и регулирования технологического режима добывающей скважины, включающий контроль и изменение длительности периодов накопления и откачки нефти в соответствии с оптимальными параметрами (патент RU № 2642901, опубл. 29.01.2018). При наличии исправного датчика давления на приеме насоса задают критические величины давления, при которых происходит включение/выключение насоса. Фиксируют длительность полного периода откачки/накопления, соответствующего заданным критическим давлениям. Проводят мониторинг за работой скважины. Осуществляют периодический контроль за изменением длительности полного периода откачки/накопления и при изменении длительности полного периода откачки/накопления более чем на 5% от фиксированной величины осуществляют корректировку давления включения насоса по аналитическому выражению. При отсутствии или неисправности датчика давления на приеме насоса задают длительности периодов откачки и накопления и критическое число остановок из-за срыва подачи. Фиксируют остановки насоса, обусловленные срывом подачи из-за критического снижения уровня жидкости в затрубном пространстве скважины. При достижении заданного критического числа остановок из-за срыва подачи осуществляют корректировку длительности периода накопления по соответствующему аналитическому выражению.
Недостатком данного способа является риск выхода в ремонт насоса при очередном срыве подачи из-за несвоевременного обнаружения срыва подачи и остановки скважины, а также сложность выполнения и высокие затраты на кабель для передачи данных от датчика давления на приеме насоса.
Известен способ эксплуатации скважинного глубиннонасосного оборудования, включающий прохождение и обработку сигналов из измерительного модуля и их автоматическую регистрацию, вывод на индикаторное устройство данных и программную обработку информации (патент RU № 2168653, опубл. 10.06.2001). Способ обеспечивает качественную оценку работы скважины, количественную интерпретацию показателей (например, дебит скважины, утечки клапанов насоса и НКТ), причем обеспечивает оперативность контроля и подсчета количественных показателей непосредственно на скважине. Все это позволяет повысить возможности контроля технического состояния скважины. Способ выполняют устройством для диагностирования состояния предназначенное для использования в нефтедобыче для автоматического сбора, анализа и хранения информации о работе скважин содержит измерительный модуль (ИМ) 1 и блок регистрации (БР) 2. ИМ 1 включает датчик усилий (ДУ) 3, датчик положения (ДП) 4, датчик давлений (ДД) 6 и датчик температуры (ДТ) 7. Выходы указанных датчиков подключены на соответствующие тракты измерений БР 2. Тракты измерений усилия, давления, уровня жидкости и температуры содержат усилители (У) 8-10, мультиплексор (М) 11, АЦП 12 и блок временной задержки (БВЗ) 13. Тракт измерения хода содержит БВЗ 13, блок запуска измерений (БЗИ) 14, приемник частотных сигналов (П) 15 и генератор синусоидальных колебаний (Г) 16. Указанные блоки связаны с соответствующими портами и входами микропроцессорного контроллера (МК) 17, который имеет выход на графический индикатор 22, на ПЭВМ. ДП 4 установлен на темной части полированного штока, ДУ 3 установлен в узле канатной подвески (КП) на фиксаторе-кронштейне, датчики 5-6 установлены на устьевой арматуре, а БР 2 выполнен с возможностью установки его в узле КП либо на устьевой арматуре.
Недостатком способа является сложность и дороговизна исполнения, накопление большого количества данных о параметрах работы скважин, в том числе температура добываемой жидкости, замеряемая датчиком температуры, которые не используются для управления работой штанговой установки в автоматическом режиме, требует обработки большого объема информации техническим персоналом.
Известен способ эксплуатации скважины, оборудованной скважинной штанговой насосной установкой, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), штангового насоса (ШГН) на колонне насосных штанг и устьевом штоке, установку датчика температуры, запуск в работу привода штангового насоса с блоком управления, измерение температуры, автоматическое регулирование производительности глубинного насоса и поддержание постоянного динамического уровня жидкости в эксплуатационной колонне при изменении добычных возможностей скважины (патент ЕА № 019848, опубл. 30.06.2014). Способ также включает при заданном дебите пластовой жидкости измерение усилия в сальниковом штоке и уровня жидкости в эксплуатационной колонне. По измеренным значениям регулируют изменение частоты качания балансира станка-качалки. Дополнительно измеряют температуру на выкидной линии скважин и решением заявляемого алгоритма определяют дебит скважины по пластовой жидкости. Способ выполняют устройством, содержащим датчики усилия и динамического уровня, блок управления и вариатор скоростей с сервоприводом. Устройство дополнительно содержит датчик температуры на выкидной линии скважин. Датчик температуры, замеряющий температуру добываемой продукции, используют как индикатор состояния насосного оборудования и работы пласта. Все выходы датчиков через соответствующие преобразователи связаны с входом блока управления, а выход блока управления связан входом вариатора скоростей.
Недостатками способа являются:
- неточность способа из-за использования эмпирических расчетных зависимостей дебита от пластовой жидкости, которые будут отличаться для скважин различных месторождений и горизонтов, свойств добываемой продукции, особенно для скважин, осложненных низким динамическим уровнем, вследствие нестабильности добычных возможностей скважины, кроме того в процессе эксплуатации внутри НКТ и на штангах образуются отложения, которые также вносят большую погрешность на эмпирические зависимости;
- невозможность выявления различий причин снижения производительности насосной установки только по данным датчика замера температуры скважинной жидкости - уменьшение забойного давления или неисправность глубинно-насосного оборудования, что приводит к некорректному изменению режима работы установки или несвоевременной остановке;
- необходимость накопления данных о параметрах работы установки в первоначальный период после запуска, что исключает управление в период освоения, снижает эффективность в дальнейшем при нестабильной работе в начале эксплуатации;
- сложность и дороговизна из-за применения датчиков усилия и уровня жидкости;
- ограниченность применения для территорий со значительным изменением температуры воздуха в течение года.
Технической задачей изобретения является создание эффективного и низко затратного способа эксплуатации СШНУ в условиях, осложненных низким динамическим уровнем, за счет повышения точности оценки работы скважины, оперативности регулирования работы привода, исключающего осложнения и аварийные ситуации при уменьшении производительности СШНУ из-за снижения динамического уровня, а также отсутствия подачи из-за выхода узлов СШНУ из строя (например, засорение клапанов ШГН, обрыв штанг).
Техническая задача решается способом эксплуатации скважины, оборудованной скважинной штанговой насосной установкой, в условиях, осложненных низким динамическим уровнем, включающим спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб, штангового насоса на колонне насосных штанг и устьевом штоке, установку датчика температуры, запуск в работу привода штангового насоса с блоком управления частотно-регулируемого электропреобразователя, измерение температуры, автоматическое регулирование стабильности подачи глубинного насоса и поддержание постоянного динамического уровня жидкости в эксплуатационной колонне.
Новым является то, что предварительно определяют критическое значение температуры устьевого штока, устанавливают датчик температуры на устьевом штоке выше устьевого сальника на 1-2 см при нижнем положении головки балансира привода штангового насоса, связывают датчик температуры с контроллером частотно-регулируемого электропреобразователя, программируют контроллер на выдачу команд на остановку привода штангового насоса, на запуск в работу привода штангового насоса, на изменение частоты качаний балансира привода штангового насоса, при этом, при первичном достижении критической температуры нагрева устьевого штока, характеризующего срыв подачи насоса, на остановку привода штангового насоса и на запуск привода в работу через 2-4 часа, в зависимости от добывных возможностей скважины, а при вторичном достижении температуры устьевого штока критического значения в течение 30-60 минут с начала работы, выдачу контроллером сигнала на остановку привода штангового насоса для выполнения ремонтных работ, а при достижении температуры устьевого штока критического значения через интервал времени более 30-60 минут в течение суток, передачи контроллером выдачи сигнала на уменьшение частоты качаний балансира привода штангового насоса с помощью частотно-регулируемого электропреобразователя.
На фиг. 1 изображена схема реализации способа, где 1 - колонна насосно-компрессорных труб, 2 - замковая опора, 3 - вставной штанговый насос, 4 - колонна насосных штанг, 5 - устьевой шток, 6 - привод штангового насоса (станок-качалка), 7 - датчик температуры на устьевом штоке, 8 - динамический уровень, 9 - контроллер, 10 - устьевой сальник, 11 - частотно-регулируемый электропреобразователь (ЧРЭП).
Сущность способа заключается в следующем.
Способ эксплуатации скважины, оборудованной скважинной штанговой насосной установкой, в условиях, осложненных низким динамическим уровнем, включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб 1, например с замковой опорой 2, спуск в колонну насосно-компрессорных труб вставного штангового насоса 3 на колонне насосных штанг 4 и устьевом штоке 5, установку датчика температуры 7, запуск в работу привода 6 штангового насоса с блоком управления частотно-регулируемого электропреобразователя 11, измерение температуры, автоматическое регулирование стабильности подачи глубинного насоса и поддержание постоянного динамического уровня 8 жидкости в эксплуатационной колонне.
Практика эксплуатации штангового глубинного насоса показала, что при срыве подачи насоса при снижении динамического уровня 8 жидкости в эксплуатационной колонне или выхода из строя узлов штангового глубинного насоса происходит нагрев устьевого штока, который может достигать высокие значения из-за отсутствия смачивания и охлаждения добываемой продукцией устьевого штока, при интенсивном износе резиновых манжет устьевого сальника.
Перед спуском в скважину колонны насосно-компрессорных труб с насосом предварительно определяют критическое значение температуры устьевого штока 5.
В условиях нормальной эксплуатации и стабильной подачи штангового насоса обеспечивается смачивание устьевого штока, поэтому его температура колеблется в пределах температуры добываемой жидкости на устье скважины. При нагреве устьевого штока, вследствие отсутствия смачивания из-за отсутствия или снижения подачи, температура устьевого штока в результате износа уплотнений устьевого сальника может достигать очень высоких значений вплоть до 100°С и выше. Критическим значением целесообразно выбирать температуру, превышающую нормальную температуру жидкости на устье в 2-3 раза, в зависимости от климатической зоны, времени года и средней температуры добываемой жидкости на устье, что позволит исключить ложные остановки и предотвратить износ уплотнений устьевого сальника.
Устанавливают датчик температуры 7 на устьевом штоке выше устьевого сальника 10 на 1-2 см при нижнем положении головки балансира привода 6 штангового насоса 3. Датчик может быть зафиксирован в соединении типа хомута на устьевом штоке (скоб, зажимаемых винтами). Связывают датчик температуры 7 беспроводной связью с контроллером 9 частотно-регулируемого электропреобразователя 11.
Программируют контроллер 9 на выдачу команд на остановку привода штангового насоса, на запуск в работу привода штангового насоса, на изменение частоты качаний балансира привода штангового насоса.
При этом, при первичном достижении критической температуры нагрева устьевого штока 5, характеризующего срыв подачи, останавливают привод 6 штангового насоса 3 и запускают в работу привод через 2-4 часа в начальном режиме, в зависимости от добывных возможностей скважины, дебита, после накопления добываемой жидкости в скважине для достаточного погружения штангового насоса под динамический уровень (не менее 200 м), при котором по динамограмме не фиксируется неполное заполнение цилиндра насоса из-за влияния свободного газа (срыва подачи). Темп восстановления уровня жидкости в межтрубном пространстве прослеживается при предыдущих остановках скважины (при освоении, исследованиях пластового давления).
После запуска привода в работу, если датчик 7 фиксирует повторное достижение температуры устьевого штока 5 установленного критического значения температуры:
- в течение 30-60 минут с начала работы привода, в зависимости от глубины подвески и производительности штангового насоса, то контроллер 9 передает сигнал на ЧРЭП на остановку привода 6 штангового насоса 3. Оператор фиксирует выход из строя узлов штанговой скважинной насосной установки и выполняет заказ на выполнение ремонтных работ;
- через интервал времени более 30-60 минут в течение суток, то контроллер 9 передает сигнал на уменьшение частоты качаний балансира привода 6 штангового насоса 3 с помощью частотно-регулируемого электропреобразователя 11 для снижения производительности скважинной штанговой насостной установки на 20%. Снижение на 20% обусловлено необходимостью постепенного уменьшения производительности установки для исключения потерь нефти при избыточном уменьшении производительности.
Способ обеспечивает повышение эффективности эксплуатации СШНУ в условиях, осложненных низким динамическим уровнем, за счет повышения точности контроля работы СШНУ, оперативности регулирования работы привода, исключающего осложнения и аварийные ситуации при уменьшении производительности СШНУ из-за снижения динамического уровня, а также отсутствия подачи из-за выхода узлов СШНУ из строя. Также способ обеспечивает расширение возможностей контроля и регулирования работы глубинно-насосного оборудования, позволяет снизить расходы на выполнение и упростить способ.
Способ эксплуатации скважины, оборудованной скважинной штанговой насосной установкой, в условиях, осложненных низким динамическим уровнем, реализуется в следующей последовательности.
1. Спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб с замковой опорой, спускают в колонну насосно-компрессорных труб вставной штанговый насос на колонне насосных штанг и устьевом штоке. Замеряют температуру скважинной жидкости на устье, равную, например 30°С (или берут среднюю по местророждению). Определяют критическое значение температуры устьевого штока, равное 30*2=60°С, используя коэффициент 2 в летнее время года, 3 - в зимнее время.
2. Устанавливают датчик температуры на устьевом штоке на 1-2 см выше над устьевым сальником при нижнем положении головки балансира привода штангового насоса. Связывают датчик температуры каналом беспроводной связи с контроллером частотно-регулируемого электропреобразователя.
3. Программируют контроллер на выдачу команд: на остановку привода штангового насоса, на запуск в работу привода штангового насоса, на изменение частоты качаний балансира привода штангового насоса.
При этом, при первичном достижении критической температуры нагрева устьевого штока, характеризующего срыв подачи из-за снижения динамического уровня до приема штангового насоса, на остановку привода и на запуск привода в работу через 2-4 часа, в зависимости от добывных возможностей скважины, после накопления скважинной жидкости до уровня для достаточного погружения штангового насоса под динамический уровень (не менее 200 м), время накопления берется средним по месторождению в интервале 2-4 часа. Нагрев устьевого штока обусловлен отсутствием его смачивания и охлаждения добываемой продукцией при срыве подачи, а также интенсивным износом резиновых манжет устьевого сальника.
В случае повторного фиксирования через 30-60 минут работы (в зависимости от глубины подвески и производительности штангового насоса, чем больше глубина и меньше производительность установки - тем больше времени требуется для подъема жидкости) критического значения температуры нагрева устьевого штока, контроллер передает сигнал на окончательную остановку привода штангового насоса, так как это характеризует выход из строя узлов СШНУ. При отсутствии подачи из-за выхода узлов СШНУ из строя (например, засорение клапанов ШГН, обрыв штанг) также произойдет нагрев устьевого штока из-за отсутствия его смачивания и охлаждения добываемой продукцией, остановка привода предотвратит износ уплотнений устьевого сальника, разгерметизацию, розлив добываемой продукции на прилегающей территории. Оператор подает заявку на выполнение ремонтных работ.
В случае же повторного фиксирования достижения критического значения температуры через интервал времени более 30-60 минут в течение суток, контроллер передает сигнал на уменьшение частоты качаний балансира привода штангового насоса с помощью ЧРЭП с целью уменьшения производительности СШНУ на 20%.
4. Запускают в работу привод штангового насоса с частотно-регулируемым электропреобразователем на первоначальном режиме.
5. Циклы накопления и запуска с уменьшением производительности СШНУ продолжают до стабилизации динамического уровня и работы установки в постоянном режиме.
Таким образом, предлагаемый способ эксплуатации скважины, оборудованной скважинной штанговой насосной установкой в условиях, осложненных низким динамическим уровнем, позволяет повысить эффективность при снижении затрат и упрощении реализации способа, как при снижении динамического уровня ниже критического, так и при выходе из строя узлов СШНУ.