СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ
PROCEDURE FOR WELL OPERATION

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к области эксплуатации скважин, и может быть использовано для ликвидации асфальто-смоло-парафиновых, гидратных и ледяных пробок в трубном пространстве скважин, оборудованных установками электроцентробежного насоса (УЭЦН).
Одной из самых актуальных проблем в нефтяной отрасли при добыче нефти является выпадение парафиновых отложений на внутренних поверхностях стенок насосно-компрессорных труб (НКТ), по которым движется нефтяная жидкость, и образование пробки из примесей в верхних частях рабочих органов насоса из-за оседания механических примесей и других твердых частиц, что приводит к неуклонному снижению производительности скважины и резкому повышению динамического уровня, иногда до устья скважины, повышению износа, приводящему к преждевременному выходу из строя УЭЦН, а иногда к падению установок на забой скважин.
Повысить эффективность работы электроцентробежных насосов в этих условиях возможно за счет удаления уже образовавшихся осадков в работающей установке, совершенствования компоновки установки путем использования специальных устройств для повышения устойчивости ее работы в скважине.
Известны способы эксплуатации скважин, при которых используются различные способы и устройства для удаления гидратно-парафиновых пробок в насосно-компрессорных трубах (НКТ): пропаривание пробок горячим паром или водой через трубки или шланги, опускаемые в НКТ; воздействие на пробки различными химическими реагентами, выделяющими тепло и разрывающими химические связи в парафине; нагрев пробок спускаемыми в НКТ нагревателями разного типа - электрическими, электролитическими, химическими и т.д. (см. например, Хорошилов В.А., Малышев А.Г. Предупреждение и ликвидация гидратных отложений при добыче нефти. М.: ВНИИОЭНГ, 1986 (Обзорная информация нефтяной промышленности. Серия нефтепромысловое дело. Выпуск 15/122).
Известен способ эксплуатации нефтегазовых скважин, состоящий в поддержании температуры нефтепромыслового оборудования, например насосно-компрессорных труб, выше температуры отложений парафинов за счет сжатого газа, закачиваемого в скважину, при этом температуру поддерживают выше температуры отложений парафинов и гидратов за счет внутренней энергии газа, который закачивают в скважину по замкнутому циклу без его предварительного подогрева и при температуре выше температур инверсии эффекта Джоуля-Томсона, при этом в качестве газа используют гелий, который в скважине дросселируют. (Патент России №2158361, МПК Е21В 43/24, опубликовано 27.10.2000)
Известен способ эксплуатации скважины, включающий спуск в скважину подъемной колонны, установку в ней на опорное седло вставного глубинного насоса, последующую промывку скважины горячим агентом и откачку нефти насосом, при этом подъемную колонну оборудуют промывочной, башмак которой размещают на уровне нефтяного пласта, а перед посадкой вставного насоса в опорное седло производят промывку скважины горячим агентом на глубину спущенных подъемной и промывочкой колонн, после чего опускают насос в опорное седло и запускают его в работу. (Патент России №2014440, МПК Е21В 43/00, опубликовано 15.06.1994)
Недостатком известных способов является необходимость дополнительных устройств и недостаточная эффективность промывки скважинного оборудования.
Задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности работы насосного оборудования в эксплуатационных скважинах за счет сокращения времени простоя и обеспечения бесперебойной работы скважины.
Данная задача решается за счет того, что в способе эксплуатации скважины, включающем спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб, соединенной с клапаном, содержащим клапанный блок с запорным элементом в виде шарика, электроцентробежного насоса с входным модулем, электродвигателя с гидрозащитой, подачу откачиваемого продукта на устье скважины, последующую промывку внутренних полостей установки электроцентробежного насоса от присутствия асфальтенов, парафинов, механических примесей выносимых пород, эксплуатация скважины осуществляется в непрерывном режиме, универсальный клапан, выполняющий функции обратного и промывочного клапанов, предварительно настраивают на определенные для данной скважины параметры давления:
Роткр. - давление открытия клапана для режима промывки.
Р изб. - давление нагнетания промывочной жидкости,
спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб осуществляют при закрытом положении универсального клапана, который при этом работает как обратный клапан, предохраняя систему электроцентробежный насос-двигатель от давления столба жидкости в трубопроводной трассе, по окончании спуска колонны насосно-компрессорных труб запускают электродвигатель, откачиваемый продукт под рабочим давлением подается от насоса снизу в универсальный клапан, запорный элемент в виде шарика поднимается в крайнее верхнее положение, полость, расположенная выше клапанного блока, соединяется с полостью, расположенной ниже клапанного блока, откачиваемый продукт выбрасывается в полость насосно-компрессорных труб и через них поступает на устье скважины, при этом подачу откачиваемого продукта на устье скважины осуществляют до момента повышения мощности электродвигателя, после чего электродвигатель останавливают, при этом универсальный клапан работает как обратный клапан, предохраняя систему от давления столба откачиваемого продукта в трубопроводной трассе, затем агрегатом для нагнетания рабочих жидкостей при проведении промывочных работ на нефтяных и газовых скважинах, например, агрегатом ЦА-320 начинают нагнетать промывочную жидкость, универсальный клапан работает как промывочный, работа клапанного устройства будет повторяться до полной промывки внутренних полостей установки электроцентробежного насоса и скважинного оборудования, затем запускают электродвигатель, откачиваемый продукт выбрасывается в полость насосно-компрессорных труб и через них поступает на устье скважины.
Кроме того, промывку внутренних полостей установки электроцентробежного насоса осуществляют в импульсно-микроударном циклическом режиме нагнетанием промывочной жидкости в колонну насосно-компрессорных труб. Кроме того, промывку внутренних полостей установки электроцентробежного насоса осуществляют через затрубное пространство.
Дополнительно при спуске для предотвращения самопроизвольного открывания клапана внутрь колонны насосно-компрессорных труб заливают расчетное количество жидкости, например пластовой воды, которая прижимает запорный элемент клапана в виде шарика к седлу.
Дополнительно вес столба жидкости не менее 1,2 пластового давления.
Изобретение поясняется чертежами.
Фиг.1 - нефтяная, нефтегазовая скважина со скважинным оборудованием;
Фиг.2 - продольный разрез клапана обратного промывочного в остановочном режиме;
Фиг.3 - продольный разрез клапана обратного промывочного в рабочем режиме;
Фиг.4 - продольный разрез клапана обратного промывочного в промывочном режиме.
Установка электроцентробежного насоса (УЭЦН) включает электродвигатель 1 с гидрозащитой 2, предназначенной для предохранения внутренней полости электродвигателя от попадания пластовой жидкости, а также компенсации температурных изменений объемов масла и его расхода, электроцентробежный насос 3 с входным модулем 4, на выходе насоса 3 в заданный интервал скважины установлен универсальный клапан 5, выполняющий функции обратного и промывочного клапанов, соединенный с колонной НКТ 6. Для промывки насоса используется агрегат для нагнетания рабочих жидкостей при проведении промывочных работ на нефтяных и газовых скважинах, например агрегат ЦА-320 с плунжерным или поршневым насосом (на чертеже не показан).
Длина насоса определяется числом рабочих ступеней, число которых, в свою очередь, определяется основными параметрами насоса - подачей и напором. Подача и напор ступеней зависят от поперечного сечения и конструкции проточной части (лопаток), а также от частоты вращения. Универсальный клапан 5 содержит полый цилиндрический корпус 7, в котором с возможностью скольжения вдоль его вертикальной оси установлен клапанный блок 8, поджатый пружиной 9, предварительно сжатой усилием, величина которого определяется рабочим давлением, т.е. давлением столба жидкости в вертикальном трубопроводе.
Во внутреннем сквозном отверстии клапанного блока 8 выполнена проточка 10 для расположения запорного элемента в виде металлического шарика 11, ограничивающая его вертикальное перемещение, причем нижний торец проточки 10 является седлом 12 для шарика 11. В клапанном блоке 8 выполнены радиальные сквозные равномерно расположенные отверстия 13, выполненные таким образом, что при расположении шарика 11 в крайнем верхнем положении соединяют полость, расположенную выше клапанного блока 8, и полость, расположенную ниже клапанного блока. В нижней части полого цилиндрического корпуса 7 неподвижно закреплен управляющий упор 14 с нажимным торцем 15 в его верхней части, выполненный в виде полого ступенчатого стакана, в стенке которого выполнены радиальные равномерно расположенные сквозные отверстия 16.
Универсальный клапан 5, содержащий клапанный блок 8 с запорным элементом в виде металлического шарика 11, седла 12 и пружины 9 с управляющим упором 14, является эффективным механизмом для проведения промывочных работ скважинного оборудования обратным током через НКТ, с помощью клапана можно проверить герметичность НКТ.
Универсальный клапан 5 предварительно настроен на определенные для данной скважины параметры давления:
Роткр. - давление открытия клапана для режима промывки;
Р изб. - давление нагнетания промывочной жидкости.
Способ эксплуатации скважины осуществляется следующим образом.
Эксплуатация скважины осуществляется в непрерывном режиме, при котором колонну насосно-компрессорных труб 6 вместе с универсальным клапаном 5, предварительно настроенным на определенные для данной скважины параметры давления:
Роткр. - давление открытия клапана для режима промывки;
Р изб. - давление нагнетания промывочной жидкости,
электроцентробежным насосом 3 с входным модулем 4, электродвигателем 1 с гидрозащитой 2 опускают в скважину, при этом универсальный клапан 5 находится в закрытом положении, и для предотвращения его самопроизвольного открывания внутрь колонны заливают расчетное количество жидкости, например пластовой воды, которая прижимает шарик 11 к седлу 12, при этом вес столба жидкости должен быть не менее 1,2 пластового давления.
При этом универсальный клапан 5 работает как обратный клапан, предохраняя систему электроцентробежный насос-двигатель от давления столба жидкости в трубопроводной трассе. При этом полость, расположенная выше клапанного блока 8, и полость, расположенная ниже клапанного блока 8, разобщены, а между нажимным торцом 15 и нижней точкой шарика 11 сохраняется гарантированный зазор, пружина 9 предварительно сжата.
Затем запускают электродвигатель.1, откачиваемый продукт под рабочим давлением подается от насоса 3 снизу в универсальный клапан 5, проходит через радиальные равномерно расположенные сквозные отверстия 16, расположенные в стенке упора 14, шарик 11 поднимается в крайнее верхнее положение, откачиваемый продукт проходит через радиальные сквозные равномерно расположенные отверстия 13, а полость, расположенная выше клапанного блока, соединяется с полостью, расположенной ниже клапанного блока, откачиваемый продукт выбрасывается в полость насосно-компрессорных труб 6 и через них поступает на устье скважины.
В зависимости от физико-химического состава нефти и свойств самого пласта и условий эксплуатации скважины внутренние полости УЭЦН постепенно зарастают от присутствия асфальтенов, парафинов, механических примесей выносимых пород и других твердых включений с образованием пробок с самоотложением как в НКТ, так и на рабочих органах скважинного насоса. Насос в этом случае начинает подклинивать, при этом мощность увеличивается, производительность падает. В этом случае электродвигатель останавливают, универсальный клапан 5 удерживает столб жидкости в НКТ до устья и не дает жидкости уйти в пласт.
При этом шарик 11 под действием собственного веса опускается, закрывает отверстие седла 12 и универсальный клапан 5 работает как обратный клапан, предохраняя систему от давлений столба откачиваемого продукта в трубопроводной трассе. С помощью клапана 5 проверяется герметичность насосно-компрессорных труб 6.
Затем агрегатом для нагнетания рабочих жидкостей при проведении промывочных работ на нефтяных и газовых скважинах, например, агрегатом ЦА-320 обратным током через НКТ 6 начинают нагнетать промывочную жидкость в импульсно-микроударном циклическом режиме. Как только давление достигло Р откр. клапанный блок 8 сдвигается вниз на величину зазора К, преодолевая усилие пружины 9, и шарик 11 входит в контакт с нажимным торцом 15 упора 14, клапанный блок 8 продолжает движение вниз и седло 12 клапана 5 отрывается от шарика 11, образуя кольцевой зазор, в который под высоким давлением Р изб. - давлением нагнетания промывочной жидкости, устремляется промывочная жидкость, импульсно подаваемая плунжерным (поршневым) насосом агрегата. Образовавшаяся выталкивающая сила от жидкостного давления, воздействуя на нижнюю поверхность металлического шарика 11, поднимает его вверх и увеличивает пространство для прохода промывочной жидкости, которая, проходя через радиальные сквозные равномерно расположенные отверстия 13 и радиальные равномерно расположенные сквозные отверстия 16 упора 14 вниз в сторону напорного патрубка насоса, попадает непосредственно в полость насоса 3, очищая его.
Давление в НКТ 6 падает. В этот момент пружина 9 начинает подниматься вверх с клапанным блоком 8, а шарик 11 под собственным весом и давлением столба жидкости начинает опускаться вниз в седло 12, при этом резко уменьшается проходное сечение для тока промывочной жидкости, и как только шарик 11 коснулся седла 12 давление в НКТ 6 резко поднимается до величины открытия и клапанный блок 8 начинает снова опускаться вниз. В момент подачи очередной порции промывочной жидкости от плунжерного (поршневого) насоса давление скачкообразно возрастает, шарик 11 резко поднимается вверх, увеличивая проходные сечения для прохода промывки. И цикл, описанный выше, повторится. Таким образом работа клапанного устройства будет повторяться до полной промывки внутренних полостей установки электроцентробежного насоса и скважинного оборудования.
Учитывая тот факт, что промывочная жидкость от агрегата подается плунжерным (поршневым насосом), тем самым импульсно увеличивая давление промывки в НКТ 6, клапанный блок 8 при этом за счет особенностей конструкции усиливает импульс подачи промывочной жидкости в результате чего импульсно-микроударные циклические воздействия жидкостного потока на внутренние полости и рабочие органы УЭЦН восстанавливают работоспособность УЭЦН. Таким образом промывку внутренних полостей установки электроцентробежного насоса осуществляют в импульсно-микроударном циклическом режиме.
Преимущества данного способа промывки:
1. Не требуется установки дополнительного оборудования в скважину перед промывкой.
2. Значительно уменьшается количество промывочной жидкости на восстановление работоспособности скважинного оборудования.
3. Сокращает время простоя скважины на промывку.
4. Промывочная жидкость не контактирует с обсадной колонной, что увеличивает живучесть скважины.
5. Эффективно и с высоким качеством происходит промывка оборудования.
6. Исключает проведение дополнительных спускоподъемных операций. Этот способ позволяет в разы сократить время промывки, количество промывочной жидкости, тем самым увеличивая экономический эффект работы скважины.
Возможно осуществление промывки внутренних полостей установки электроцентробежного насоса через затрубное пространство, при этом промывочная жидкость подается сверху в затрубное пространство, через входной модуль 4 насоса 3 попадает в универсальный обратный промывочный клапан 5, проходит через радиальные равномерно расположенные сквозные отверстия 16, расположенные в стенке упора 14, шарик 11 поднимается в крайнее верхнее положение, промывочная жидкость проходит через радиальные сквозные равномерно расположенные отверстия 13, а полость, расположенная выше клапанного блока, соединяется с полостью, расположенной ниже клапанного блока, промывочная жидкость выбрасывается в полость насосно-компрессорных труб 6 и через них на поверхность. Работа клапанного устройства будет повторяться до полной промывки скважинного оборудования, затем запускают электродвигатель, откачиваемый продукт выбрасывается в полость насосно-компрессорных труб 6 и через них поступает на устье скважины.