Способ оптимизации отбора жидкости скважины, оборудованной установкой штангового глубинного насоса
METHOD FOR OPTIMIZING FLUID RECOVERY FROM A WELL EQUIPPED WITH A SUCKER ROD PUMP

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к эксплуатации скважины на поздней стадии разработки, и может быть использовано для оптимизации отбора жидкости добывающих скважин, оборудованных установками штанговых глубинных насосов (УШГН).
Вследствие низкой продуктивности скважин на поздней стадии разработки применяются различные методы интенсификации добычи, в том числе гидравлический разрыв пласта (ГРП), а эксплуатация ведется на форсированных режимах работы.
Наиболее распространенным способом повышения производительности скважин, оборудованных установками штанговых глубинных насосов, является способ, включающий в себя выявление скважин с добывными возможностями, превышающими производительность установки, замер пластового и забойного давлений, определение коэффициента продуктивности, замена глубинно-насосного оборудования (ГНО) с увеличением типоразмера штангового насоса для максимального отбора жидкости при условии обеспечения минимально допустимого забойного давления и минимального давления на приеме насоса, обеспечивающего его нормальную работу без влияния газа (Уметбаев В.Г. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин: Справочник рабочего. – М.: Недра, 1989, с. 185-187).
Недостатком данного способа является то, что как правило, после мероприятий с повышением производительности установок при увеличении отбора жидкости, эксплуатация скважин сопровождается повышенным содержанием механических примесей (особенно песка и проппанта после ГРП), которое максимально на первоначальном этапе после создания депрессии на пласт, что приводит к снижению межремонтного периода скважинных установок в результате засорения, износа или заклинивания узлов штангового насоса.
Известен способ вывода скважины на оптимальный режим после ремонта, включающий размещение в скважине глубинно-насосного оборудования на рациональной глубине и осуществление перекачки жидкости в систему нефтесбора (патент RU № 2202034, опубл. 10.04.2003). Для периодического создания гидродинамических импульсов устанавливают при ремонте скважины глубинно-насосное оборудование с возможностью работы насоса в циклическом режиме с мощностью насоса, при котором его номинальная производительность намного больше максимального дебита жидкости до производства ремонта. При этом насос размещают на глубине, обеспечивающей наименьшие удельные расходы на тонну добываемой скважинной продукции при циклической работе. Время работы насоса в цикле режима штатной работы после ремонта принимают равным функционалу от граничных условий работы насоса, времени и скорости заполнения затрубного пространства и определяют по аналитическому выражению.
Недостаками способа являются низкий КПД установки из-за использования насоса большей производительности, чем добывные возможности скважины, а также низкая надежность работы насоса из-за износа узлов насоса в периоды роста депрессии при увеличении отбора жидкости из-за выноса кольматанта (механических примесей, песка, проппанта) из пласта.
Наиболее близким является способ повышения производительности скважины, оборудованной штанговым насосом, противопесочным якорем (патент RU № 2153063, опубл. 20.07.2000), включающий изменение параметров работы насосной установки, после оценки величины снижения продуктивности призабойной зоны пласта по сравнению с отдаленной зоной и определения степени кольматации призабойной зоны в скважину опускают насос номинальной производительности больше требуемой для данной продуктивности скважины, производят освоение и исследование на режимах, обеспечивающих максимальную производительность насоса, создают депрессию на пласт и выносят из призабойной зоны кольматант, затем уменьшают параметры работы насосной установки до получения минимального значения подачи, прослеживают динамику восстановления динамического уровня, после чего производят корректировку параметров работы насосной установки до оптимальных для максимальной продуктивности скважины.
Недостатками способа являются:
- снижение надежности работы штангового насоса и межремонтного периода (МРП) работы установки из-за выноса кольматанта (механических примесей, песка, проппанта) из пласта как при эксплуатации скважины, так и в результате создания депрессии увеличением отбора жидкости насосом после его смены;
- трудоемкость и длительность процесса освоения и исследования на различных режимах с изменением параметров работы насосной установки – длины хода перестановкой шатуна в кривошипе и числа качаний балансира привода заменой шкива электродвигателя;
- снижение КПД установки из-за эксплуатации штангового насоса номинальной производительности, больше требуемой с уменьшенными параметрами насосной установки (привода штангового насоса).
Техническими задачами предложения являются повышение надежности работы штангового насоса в процессе эксплуатации и увеличение межремонтного периода установки за счет предотвращения  его засорения и износа механическими примесями из пласта в результате создания депрессии увеличением отбора жидкости, последовательности выполнения операций, и увеличение КПД установки благодаря работе с оптимальными параметрами привода штангового насоса при повышении производительности скважин, оборудованных установками штанговых глубинных насосов, увеличением типоразмера насоса.
Технические задачи решаются способом оптимизации отбора жидкости из скважины, оборудованной установкой штангового глубинного насоса, включающим эксплуатацию скважины, оборудованной штанговым насосом с противопесочным якорем, установленным на приеме насоса, выявление скважин с добывными возможностями, превышающими производительность установки, замер пластового и забойного давлений, определение коэффициента продуктивности, исследование на режимах, обеспечивающих максимальную производительность насоса, с созданием депрессии на пласт и выносом из призабойной зоны кольматанта, замену глубинно-насосного оборудования с увеличением типоразмера штангового насоса, отбор жидкости при обеспечении проектного забойного давления.
Новым является то, что противопесочный якорь оснащают контейнером из патрубков, соединенных переходниками, обеспечивающими возможность установки на каждый патрубок через муфту наружных кожухов, имеющих в верхней части расширяющийся раструб в виде усеченного конуса, и заглушкой в нижней части контейнера, депрессию создают до замены насоса на больший типоразмер циклами, форсируя отбор жидкости для выноса механических примесей из пласта, изменяют частоту качаний балансира привода штангового насоса с помощью частотно-регулируемого электропривода от максимально возможного для привода штангового насоса со снижением погружения насоса под динамический уровень на 100 метров до минимально возможного не менее 1 качания в минуту до восстановления погружения насоса под динамический уровень не менее 500 метров,  производят контроль изменения динамического уровня эхолотом и отбор проб на содержание механических примесей в жидкости во время цикла депрессии, количество циклов депрессии от 5 до получения динамики снижения величины содержания механических примесей, затем выполняют замену глубинно-насосного оборудования и штангового насоса на больший типоразмер.
На фиг. 1 показана схема реализации способа при создании циклов депрессии с изменением отбора жидкости, где
1 – колонна НКТ, 2 – штанговый насос, 3 – колонна насосных штанг, 4 – привод штангового насоса, 5 – противопесочный якорь, 6 – переводная муфта, 7 – патрубки контейнера противопесочного якоря, 8 – заглушка, 9 – муфта, 10 – переходник, 11 – внешний кожух, 12 – раструб кожуха, 13 – частотно-регулируемый электропривод (ЧРЭП), 14 – пласт, 15 – динамический уровень.
Сущность способа заключается в следующем.
Устанавливают на приеме насоса противопесочный якорь с контейнером из патрубков, соединенных переходниками, обеспечивающими возможность установки на каждый патрубок через муфту наружных кожухов, имеющих в верхней части расширяющийся раструб в виде усеченного конуса, и заглушки в нижней части контейнера.
Переходник имеет в верхней и нижней части внутреннюю резьбу для соединения патрубков контейнера, а также наружную резьбу в верхней части для установки кожухов.
При этом сборку и спуск компоновки осуществляют в следующем порядке: самый нижний патрубок контейнера с заглушкой в нижней части соединяют с последующим патрубком контейнера с помощью переходника с муфтой в верхней части, в которую заворачивают кожух, далее после установки всех патрубков и кожухов самый верхний патрубок контейнера через переводную муфту соединяют с противопесочным якорем, который устанавливают на прием насоса.
Наличие противопесочного якоря с контейнером из патрубков и кожухами позволяет обеспечить скапливание механических примесей в контейнере или кожухах при эксплуатации скважины и в периоды снижения отбора жидкости при циклических депрессиях благодаря осаждению механических примесей, вынесенных из призабойной зоны в период максимального отбора (депрессии).
Замеряют пластовое и забойное давления. Выявляют скважины с добывными возможностями (продуктивность скважины или потенциальный дебит жидкости и нефти соответственно), превышающими производительность установки штангового глубинного насоса, когда забойное давление превышает проектное значение, и определяется при замере забойного давления отбивкой динамического уровня. Замеряют пластовое давление отбивкой статического уровня с остановкой скважины. Определяют коэффициент продуктивности скважин.
Подключают частотно-регулируемый электропривод (ЧРЭП) к станции управления привода штангового насоса.
До замены насоса на больший типоразмер создают циклы депрессии форсированием отбора жидкости для выноса механических примесей из пласта изменением частоты качаний балансира привода штангового насоса с помощью частотно-регулируемого электропривода от максимально возможного для привода штангового насоса со снижением погружения насоса под динамический уровень на 100 метров до минимально возможного не менее одного качания в минуту до восстановления погружения насоса под динамический уровень не менее 500 метров. Производят контроль изменения динамического уровня эхолотом и отбор проб на содержание механических примесей в жидкости во время цикла депрессии. Количество циклов депрессии от 5 до получения динамики снижения величины содержания механических примесей, что является признаком прекращения их выноса из пласта. Механические примеси (песок, проппант) частично поднимаются на поверхность при циклах депрессии изношенным насосом, остальная часть скапливается в контейнере противопесочного якоря или в наружных кожухах. При форсировании отбора жидкости за счет уменьшения динамического уровня создается депрессия на пласт и вынос механических примесей. Продолжение работы с уменьшением числа качаний без остановки привода необходимо, чтобы исключить оседание механических примесей, находящихся в колонне НКТ, в насос и исключения заклинивания плунжера в цилиндре насоса. При этом за счет уменьшения отбора происходит восстановление забойного давления и рост динамического уровня.
Затем при проведении подземного ремонта скважины выполняют замену глубинно-насосного оборудования и штангового насоса на больший типоразмер. Заменяют глубинно-насосное оборудование с увеличением типоразмера штангового насоса для максимального отбора жидкости при условии обеспечения проектного забойного давления.
Предлагаемая последовательность выполнения способа позволяет повысить надежность работы штангового насоса в процессе эксплуатации и увеличить межремонтный период работы установки ГНО за счет предотвращения  его засорения и износа механическими примесями из пласта в результате создания депрессии увеличением отбора жидкости и увеличить КПД установки благодаря работе с оптимальными параметрами привода штангового насоса при повышении производительности скважин, оборудованных установками штанговых глубинных насосов, с увеличением типоразмера насоса.
Способ осуществляют в следующей последовательности.
1. Перед пуском скважины в эксплуатацию устанавливают на приеме насоса противопесочный якорь с контейнером из патрубков, соединенных переходниками, обеспечивающими возможность установки на каждый патрубок через муфту наружных кожухов, имеющих в верхней части расширяющийся раструб в виде усеченного конуса, и заглушки в нижней части контейнера.
2. Выявляют скважины с добывными возможностями, превышающими производительность установки (забойное давление превышает проектное значение, определяется при замере забойного давления отбивкой динамического уровня).
3. Замеряют пластовое давление отбивкой статического уровня с остановкой скважины, определяют коэффициент продуктивности.
4. Подбирают ГНО (в том числе типоразмер насоса) для максимального отбора жидкости при условии обеспечения проектного забойного давления.
5. Подключают ЧРЭП к станции управления привода штангового насоса.
6. Создают циклы депрессии форсированием отбора жидкости для выноса механических примесей из пласта изменением частоты качаний балансира привода штангового насоса с помощью частотно-регулируемого электропривода (ЧРЭП) от максимально возможного для привода штангового насоса со снижением погружения насоса под динамический уровень на 100 метров до минимально возможного не менее 1 качания в минуту до восстановления погружения насоса под динамический уровень не менее 500 метров. При этом производят контроль изменения динамического уровня эхолотом и отбор проб на содержание механических примесей в жидкости во время цикла депрессии, количество циклов депрессии не менее 5 до получения динамики снижения величины содержания механических примесей, что является признаком прекращения их выноса из пласта. Механические примеси (песок, проппант) частично поднимаются на поверхность при циклах депрессии изношенным насосом, остальные скапливаются в контейнере противопесочного якоря или в наружных кожухах (представляют собой патрубки из НКТ 89 мм, имеющие в верхней части расширяющиеся раструбы в виде усеченного конуса).
При форсировании отбора жидкости за счет уменьшения динамического уровня создается депрессия на пласт и вынос механических примесей. Продолжение работы с уменьшением числа качаний без остановки привода необходимо, чтобы исключить оседание механических примесей, находящихся в колонне НКТ, в насос и исключения заклинивания плунжера в цилиндре насоса. При этом за счет уменьшения отбора происходит восстановление забойного давления и рост динамического уровня.
7. Подъем изношенного ГНО с механическими примесями в контейнере и наружных кожухах, далее спуск ГНО с увеличением типоразмера штангового насоса для максимального отбора жидкости при условии обеспечения проектного забойного давления.
Пример реализации способа.
Перед пуском в эксплуатацию спустили с скважину компоновку ГНО: штанговый глубинный насос диаметром плунжера 32 мм на глубину 1500 м на колонне НКТ 73 мм и штангах 22 мм и 19 мм по 750 м. Прием насоса оборудовали противопесочным якорем с контейнером из 20 НКТ диаметром 60 мм с заглушкой в нижней части (длина контейнера 200 м). НКТ контейнера соединены между собой переходниками с внутренней резьбой НКТ 60 мм с наружной резьбой НКТ 89 мм в верхней части, на которых через муфту установлены кожухи из НКТ 89 мм с расширением в виде усеченного конуса в верхней части. Диаметр максимального расширения должен быть меньше внутреннего диаметра эксплуатационной колонны на 8-10 мм для предотвращения создания сопротивления потоку жидкости и одновременно максимального улавливания осаждаемых механических примесей, что позволяет исключить необходимость промывки или очистки забоя скважины при замене насоса.
3
Первоначально скважина эксплуатировалась с дебитом по жидкости 7 м/сут при динамическом уровне 1300 м, соответствующем проектному забойному давлению 70 атм, с параметрами привода: длина хода 3 метра, число качаний 4 в минуту.
После определенного периода эксплуатации и проведения геолого-технических мероприятий на влияющей нагнетательной скважине произошло увеличение динамического уровня до 900 м при сохранении дебита жидкости без изменений, что говорит об увеличении добывных возможностей скважины.
3
Произвели исследование с замером статического и динамического уровней, расчетом значений забойного и пластового давлений, коэффициента продуктивности, при этом потенциальный дебит скважины по жидкости составил 16 м/сут.
Данному дебиту жидкости соответствует штанговый насос диаметром плунжера 44 мм с параметрами привода: длина хода 3 метра, число качаний 3,5 в минуту и глубиной спуска 1500 м, а также динамическом уровне 1300 м, соответствующем проектному забойному давлению 70 атм.
3
Произвели подключение ЧРЭП к станции управления привода, создали 5 циклов депрессии с изменением числа качаний балансира привода от 8 до 1 в минуту, с отборами жидкости соответственно от 14 до 2 м/сут спущенным насосом диаметром 32 мм. При этом динамический уровень менялся от 1400 м при максимальном отборе до 1000 м при минимальном отборе. После прекращения тенденции увеличения концентрации взвешенных частиц по результатам анализа отбираемых проб прекратили циклы депрессии (проведено 6 циклов).
3
Произвели подъем спущенного ГНО в том, числе контейнер противопесочного якоря и внешние кожухи с извлеченными механическими примесями из призабойной зоны. Далее произвели спуск ГНО с увеличенным типоразмером штангового насоса – диаметром плунжера 44 мм на глубину 1500 м с параметрами привода: длина хода 3 метра, число качаний 3,5 в минуту. Прирост по жидкости составил 9 м/сут при динамическом уровне 1300 м, соответствующем проектному забойному давлению 70 атм.
Прием насоса также может быть повторно оборудован противопесочным якорем с контейнером из 20 НКТ диаметром 60 мм и внешними кожухами из НКТ 89 мм для возможной последующей оптимизации отбора жидкости.
Таким образом, предлагаемый способ повышает надежность работы штангового насоса в процессе эксплуатации и увеличивает на 200-300 суток МРП работы установки за счет предотвращения его засорения и износа механическими примесями из пласта в результате создания депрессии увеличением отбора жидкости и увеличение КПД установки благодаря работе с оптимальными параметрами привода штангового насоса при повышении производительности скважин, оборудованных установками штанговых глубинных насосов, увеличением типоразмера насоса.