Способ добычи нефти штанговыми насосными установками
METHOD FOR OIL EXTRACTION BY SUCKER-ROD PUMPING UNITS

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано при эксплуатации скважин, оборудованных установками скважинных штанговых насосов (УСШН), для повышения эффективности и надежности эксплуатации, снижения нагрузок на насосное оборудование, повышения подачи скважинного штангового насоса и притока пластовой нефти.
Известно, что чрезмерное накопление газа в затрубном пространстве оказывает отрицательное влияние на работу штанговых установок, поскольку приводит к «отжатию» динамического уровня жидкости, в результате которого понижается приток пластовой нефти, повышается риск возникновения теплового заклинивания плунжера в цилиндре насоса и срыва подачи насоса. Для предотвращения указанных негативных последствий затрубное пространство сообщают с выкидной линией при помощи обратного клапана.
Известен способ добычи нефти, описанный в патенте «Автоматическое устройство для перепуска газа из затрубного пространства в колонну лифтовых труб» (патент РФ 2318983, кл. Е21В 34/06, 43/00). Способ добычи осуществляется с помощью устройства, содержащего обратный клапан и гидравлический канал, расположенные в затрубном пространстве над уровнем скважинной жидкости в муфте колонны насосно-компрессорных труб. Муфта имеет разветвленный, с центральным сужением, гидравлический канал, сообщающийся с верхним торцом обратного клапана кольцевого типа, запорный орган выполнен в виде втулки, нижний торец которого связан с затрубным пространством. Способ обладает недостатком, связанным с возникновением значительных гидравлических сопротивлений движению жидкости в рабочем канале, приводящем к снижению напора и подачи СШН.
Известен способ эксплуатации нефтяной скважины (патент РФ 2553689 кл. Е21В 34/02, 43/00), с возможностью откачки газа из затрубного пространства в колонну насосно-компрессорных труб добывающих скважин. Способ включает циклическую принудительную откачку газа из затрубного пространства и снижения в нем давления, при этом периодически частично перекрывают выкидной коллектор скважины и повышают давление перед запорным органом коллектора для обеспечения поступления добываемой жидкости в расширительную камеру емкости с упругим элементом и накопления механической энергии в расширительной камере, после чего производят полное открытие запорного органа коллектора, приводящее к снижению давления перед запорным органом и вытеснению жидкости из расширительной камеры в коллектор за счет накопленной в ней механической энергии, при этом каждое циклическое увеличение объема части емкости над расширительной камерой приводит к всасыванию в нее газа из затрубного пространства, а уменьшение этого объема - последующему вытеснению из нее поступившего газа в коллектор.
Недостатком представленного способа является то, что снижение затрубного давления и, соответственно, давления на приеме приводит к повышению нагрузок на насосное оборудование, а также повышению содержания свободного газа на приеме, обуславливающему снижение подачи штангового насоса.
Задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности добычи нефти штанговыми установками за счет снижения нагрузок на штанговую колонну и головку балансира, повышения подачи штангового насоса путем локального повышения давления на приеме насоса при ходе головки балансира вверх в полуцикле «всасывания» штангового насоса (при открытом всасывающем клапане), повышение притока жидкости из пласта за счет циклического воздействия на пласт. Указанное достигается путем регулирования давления в затрубном пространстве скважины: повышения затрубного давления и, соответственно, давления на приеме и забойного давления при ходе головки балансира вверх (в полуцикле всасывания штангового насоса), и снижения затрубного давления и, соответственно, давления на приеме и забойного давления при ходе головки балансира вниз (в полуцикле «нагнетания» штангового насоса, при открытом нагнетательном клапане). Средняя за цикл откачки величина затрубного давления газа поддерживается постоянной, что исключает «оттеснение» динамического уровня жидкости газом и его снижение.
Поставленная задача решается тем, что на устье скважины задвижку затрубного пространства сообщают посредством первого трехходового крана либо с напорной емкостью, содержащей газ под высоким давлением, для повышения давления в затрубном пространстве при ходе головки балансира вверх в полуцикле «всасывания» штангового насоса, либо с компрессором для откачки газа из затрубного пространства при ходе головки балансира вниз в полуцикле «нагнетания» штангового насоса, причем компрессор, в зависимости от положения второго трехходового крана, либо нагнетает газ обратно в напорную емкость, либо перепускает его в выкидную линию при превышении давления в напорной емкости определенного значения, причем положение трехходовых кранов регулируют автоматическим блоком управления, а цикл работы блока управления определяется циклом хода головки балансира и смещен относительно него на величину, необходимую для передачи возмущения давления из затрубного пространства к приему штангового насоса через столб жидкости в затрубном пространстве.
На фиг. 1 показана схема реализации предложенного способа. На фиг. 2 схематично представлено внутрискважинное оборудование штанговой установки. На фиг. 3 показано расчетное изменение давления в затрубном пространстве при работе штанговой установки. На фиг. 4 показано снижение средней нагрузки на головку балансира при ходе вверх в зависимости от величины амплитуды изменения давления в затрубном пространстве.
На поверхности размещают привод 1 штангового насоса. На устье скважины 2 задвижку 3 затрубного пространства 4 (фиг. 2) сообщают при помощи трубопроводов 5, в зависимости от положения трехходового крана 6, или с напорной емкостью 7, содержащей газ под высоким давлением, либо с компрессором 8 который, в свою очередь, в зависимости от положения трехходового крана 9, нагнетает газ либо в напорную емкость 7, либо перепускает его в выкидную линию 10 через обратный клапан 11. Положение трехходовых кранов регулируют при помощи автоматизированного блока управления 12, в зависимости от положения головки балансира 13. В скважину (фиг. 2) на колонне штанг 14 и насосно-компрессорных труб 15 спускают штанговый насос 16. Другие обозначения: 17 - прием штангового насоса, 18 - нагнетательный клапан, 19 - всасывающий клапан, 20 - продуктивный пласт.
Способ реализуется следующим образом:
При ходе головки балансира (не обозначено) вверх блок управления 12 переводит трехходовой кран 6 в положение 2 (см. фиг. 1), в результате задвижка затрубного пространства 3 напрямую сообщается с напорной емкостью 7. Давление в напорной емкости 7 подбирают таким, чтобы оно значительно превышало давление в затрубном пространстве 4. Под действием перепада давления газ в напорной емкости 7 устремляется в затрубное пространство скважины 4, повышая давление в затрубном пространстве. Повышение давления в затрубном пространстве приводит к повышению давления на приеме насоса 17. Поскольку ход головки балансира вверх соответствует полуциклу всасывания штангового насоса, при котором открыт всасывающий клапан 19, а давление в полости штангового насоса 16 близко к давлению на приеме, локальное повышение давления на приеме приведет к повышению противодавления на плунжер насоса и снижению нагрузок на головку балансира 13, а также снижению объемной доли газа, выделяющейся из нефти, на приеме насоса 17. При ходе головки балансира вниз блок управления 9 переводит трехходовой кран 6 в положение 1 (см. фиг. 1), в результате задвижка затрубного пространства 3 напрямую сообщается с компрессором 8. Трехходовой кран 9 переводится в положение 1 (см. фиг. 1), сообщая компрессор 8 с напорной емкостью 7, в результате чего газ из затрубного пространства 4 откачивается компрессором 8 в напорную емкость 7, при этом давление в затрубном пространстве снижается. Депрессия на пласт 20 локально увеличивается, и дебит жидкости возрастает, что компенсирует снижение дебита в моменты повышения давления в затрубном пространстве 4 в полуцикле «всасывания» штангового насоса. Циклическое воздействие на пласт способствует увеличению притока пластового флюида. Поскольку ход головки балансира 13 вниз соответствует полуциклу «нагнетания» штангового насоса, при котором всасывающий клапан 19 закрыт, а нагнетательный клапан 18 открыт, снижение давления на приеме не отражается на работе штангового насоса. Регулирование затрубного давления производится таким образом, чтобы средняя за цикл откачки величина затрубного давления газа оставалась постоянной. Вследствие скапливания в затрубном пространстве отсепарированного на приеме газа количество откачиваемого компрессором 8 газа из затрубного пространства может превысить количество газа, поступающего в затрубное пространство из напорной емкости 7, что приведет к дополнительному росту давления в напорной емкости 7, а также постепенному повышению средней величины затрубного давления газа в процессе откачки. Для исключения этого при превышении давления в напорной емкости 7 определенной величины блок управления 12 переводит трехходовой кран 9 в положение 2 (см. фиг. 1), в котором газ из затрубного пространства 4 перепускается компрессором 8 в выкидную линию 10 посредством обратного клапана 11. Цикл работы блока управления определяется циклом хода головки балансира и смещен относительно него на величину, необходимую для передачи возмущения давления из затрубного пространства к приему штангового насоса через столб жидкости в затрубном пространстве.
Пример осуществления способа.
3
3
3
3
Осуществлено математическое моделирование процесса добычи нефти для гипотетической скважины. Режим работы скважины: забойное давление - 100 атм, давление в затрубном пространстве - 10 атм, дебит скважины - 30 м/сут. Конструкция скважины: глубина кровли пласта - 1000 м, глубина спуска насоса - 800 м. В скважину спущен насос на насосно-компрессорных трубах диаметром 73 мм; динамический уровень жидкости в скважине 500 м, обводненность продукции 20%, плотность пластовой нефти 800 кг/м, плотность пластовой воды 1050 кг/м, газовый фактор пластовой нефти 80 м/т, давление насыщения 80 атм, скорость распространения звука в жидкости 1200 м/с. Технологический режим работы: длина хода головки балансира 3 м, число качаний в минуту 4, диаметр плунжера 57 мм, средний диаметр насосных штанг 22 мм.
На фиг. 3 показано расчетное изменение давления в затрубном пространстве при работе штанговой установки. Кривая 1 показывает изменение во времени давления в затрубном пространстве, кривая 2 - перемещение во времени головки балансира, причем на кривой 1 выделены моменты начала закачки газа в затрубное пространство (3), начала откачки газа из затрубного пространства компрессором (4). Цикл работы блока управления смещен относительно цикла хода головки балансира на величину 0.25 сек, за которое возмущение давления достигнет приема штангового насоса через столб жидкости в затрубном пространстве.
На фиг. 4 показано снижение средней нагрузки на головку балансира при ходе вверх в зависимости от величины амплитуды изменения давления в затрубном пространстве. В частности, при расчетной амплитуде изменения давления 8 атм (см. фиг. 3) снижение средней нагрузки на головку балансира составляет величину около 1200 Н или 3,2% (полная нагрузка на головку балансира равна 37 кН).
Предложенный способ добычи нефти позволяет повысить эффективность и надежность эксплутации добывающих скважин штанговыми насосными установками: регулировать давление газа в затрубном пространстве, сохранять уровень жидкости над штанговым насосом, тем самым предотвращая риск возникновения теплового заклинивания плунжера в цилиндре насоса и срыва подачи насоса; снижать максимальную нагрузку на штанговую колонну и головку балансира, достигаемую при ходе головки балансира вверх; повысить подачу штангового насоса, снизить величину содержания объемной доли свободного газа на приеме насоса в цикле всасывания, увеличить приток пластового флюида за счет циклического воздействия на пласт.