Способ эксплуатации и ремонта скважины, оборудованной скважинной штанговой насосной установкой, в условиях, осложненных снижением продуктивности призабойной зоны пласта
METHOD FOR OPERATING AND REPAIRING A WELL EQUIPPED WITH A DOWNHOLE ROD PUMPING UNIT IN CONDITIONS COMPLICATED BY A DECREASE IN THE PRODUCTIVITY OF THE BOTTOMHOLE FORMATION ZONE

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам интенсификации процесса эксплуатации и ремонта скважин, оборудованных скважинными штанговыми насосными установками, в условиях, осложненных снижением продуктивности призабойной зоны пласта с целью увеличения темпа разработки нефтегазовых месторождений и повышения нефтеотдачи пласта.
При эксплуатации месторождений нефти в условиях, осложненных снижением продуктивности призабойной зоны пласта, возникают трудности, такие как уменьшение дебита нефти из-за снижения забойного давления, и увеличение износа узлов штангового насоса в результате работы насоса с неполным заполнением цилиндра вследствие влияния свободного газа, что снижает КПД насосной установки и проводит к росту затрат на проведение подземных ремонтов, как по воздействию на призабойную зону (например, кислотные обработки), так и по замене глубинно-насосного оборудования.
Известен штанговый насос с возможностью прямой промывки (патент РФ №2715130 F04B 47/00 опубл. 25.02.2020). Согласно описанию работы данный насос позволяет производить закачку жидкости для промывки клапана или закачку реагента для обработки призабойной зоны продуктивного пласта прямой промывкой по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ).
Недостатком способа эксплуатации и закачки реагента с помощью данного насоса, кроме сложности конструкции, является то, что при проведении кислотной обработки через насос, с последующим освоением тем же насосом, происходит износ его узлов из-за кислотного воздействия, что снижает ресурс его работы, межремонтный период работы скважины. При этом в случае наличия износа клапанов или плунжерной пары, а также изменения притока после обработки призабойной зоны (ОПЗ) пласта привести дебит жидкости к оптимальному значению не всегда оказывается возможным только изменением параметров привода ШГН.
Известен способ проведения кислотной обработки, при котором производят глушение скважины, подъем глубинно-насосного оборудования, спуск технологических НКТ с пером (патрубок со скошенным концом), промывка забоя, подъем технологических НКТ с пером, спуск технологических НКТ с пакером с его установкой над интервалом перфорации обрабатываемого пласта, гидравлическое испытание технологических НКТ и пакера, определение приемистости пласта, закачка и продавка раствора кислоты в пласт, выдержка, промывка скважины, вызов притока снижением уровня жидкости, подъем технологических НКТ с пакером, спуск глубинно-насосного оборудования (Справочник нефтяника / Авт. - сост. Ю.В. Зейгман, Г.А. Шамаев 2-е изд., доп.и перераб. - Уфа: Тау, 2005, стр. 237).
Недостатками данного способа являются сложность выполнения способа, большие затраты времени на многочисленные спуско-подъемные операции, а также вызов притока снижением уровня жидкости после закачки кислоты и ее реагирования.
Наиболее близким по технической сущности является способ очистки скважины, оснащенной вставным насосом, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с хвостовиком и установленной выше хвостовика замковой опорой вставного насоса, спуск в колонну насосно-компрессорных труб вставного штангового насоса на колонне насосных штанг и устьевом штоке, при определении снижения производительности скважины срыв вставного насоса до размыкания замковой опоры, посадку насоса в замковую опору, отбор скважинной жидкости (патент RU №2707605, опубл. 28.11.2019). Насос спускают до герметичного взаимодействия анкерного дорна насоса с замковой опорой. Низ хвостовика располагают в скважине на уровне, обеспечивающим максимально эффективную очистку интервала пласта при промывке, а колонну насосно-компрессорных труб перед спуском выше замковой опоры оснащают расширением с внутренним диаметром, обеспечивающим достаточную площадь поперечного сечения с расположенным внутри насосом для промывки скважины. Наземный привод останавливают и от него отсоединяют штанги, которые соединяют с подъемным механизмом и поднимают насос до отсоединения анкерного дорна насоса от замковой опоры и расположения насоса в расширении. В скважину через затрубье колонны НКТ закачивают промывочную жидкость, которая размывает песчаную пробку и вымытый песок через хвостовик, участок колонны НКТ с замковой опорой, кольцевое сечение S между насосом и расширением по колонне НКТ выносит на поверхность. После снижения содержания песка в промывочной жидкости закачку ее в скважину прекращают.Опускают насос на штангах до герметичного взаимодействия анкерного дорна насоса с замковой опорой. Насос при помощи наземного привода запускают в работу для отбора продукции пласта до следующего накопления песка в районе хвостовика.
Недостатками способа являются:
- высокая металлоемкость за счет выполнения расширения на колонне насосно-компрессорных труб выше замковой опоры, что также ограничивает возможность применения компоновки насосного оборудования для скважин в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, а также в расширении колонны НКТ происходит скапливание различных отложений;
- узкая область применения способа на скважинах с длительным сроком эксплуатации (более года), осложненных снижением продуктивности призабойной зоны пласта, ограниченного только очисткой скважины от песчаной пробки, без учета изменения дебита продуктивного пласта после промывки, и без замены насоса соответствующего типоразмера и регулирования параметров привода, что приводит к уменьшению коэффициента подачи и КПД насосной установки в случае износа клапанов насоса;
- сложность выполнения способа из-за сложного в изготовлении расширения на колонне НКТ, необходимости привлечения специализированного оборудования, подъемного агрегата или автокрана для размыкания замковой опоры для поднятия колонны насосных штанг до отсоединения анкерного дорна насоса от замковой опоры и расположения насоса в расширении;
- низкая эффективность способа, связанная с тем, что освоение пласта скважины осуществляется только очисткой от песчаной пробки и отсутствия возможности промыть скважину на всю ее глубину, в результате остаются пробки из кольматации продуктивного пласта, скважина не очищается должным образом и глубинно-насосное оборудование работает неэффективно, невозможно увеличить или восстановить потенциал пласта для низкопродуктивных скважин, так как только промывка не улучшает фильтрационные свойства призабойной зоны пласта.
Техническими задачами способа являются расширение области применения способа на скважине с длительным сроком эксплуатации более года, осложненной снижением продуктивности призабойной зоны пласта, за счет регулирования повышения коэффициента подачи и КПД насосной установки с учетом изменения дебита продуктивного пласта, снижение металлоемкости, упрощение способа, обеспечение возможности применения компоновки насосного оборудования для скважин в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, исключение скапливания различных отложений, повышение эффективности способа эксплуатации и ремонта скважины и повышение нефтеотдачи пласта.
Технические задачи решаются способом эксплуатации и ремонта скважины, оборудованной скважинной штанговой насосной установкой, в условиях, осложненных снижением продуктивности призабойной зоны пласта, включающим спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с хвостовиком и установленной выше хвостовика замковой опорой вставного штангового насоса, спуск в колонну насосно-компрессорных труб вставного штангового насоса на колонне насосных штанг и устьевом штоке, при определении снижения производительности скважины срыв вставного штангового насоса до размыкания замковой опоры, обработку пласта, посадку вставного штангового насоса в замковую опору, отбор скважинной жидкости.
Новым является то, что перед эксплуатацией скважины размещают прием хвостовика напротив интервала перфорации продуктивного пласта, а вставной штанговый насос размещают на глубине, обеспечивающей отбор жидкости с оптимальным проектным забойным давлением, в качестве замковой опоры вставного штангового насоса устанавливают универсальную замковую опору, при эксплуатации скважины периодически определяют дебит скважинной жидкости и коэффициент подачи насоса, анализируют форму динамограммы, при уменьшении коэффициента подачи насоса до величины 0,5 д.е. производят опрессовку колонны НКТ для определения ее герметичности вставным штанговым насосом на давление 40 атмосфер, затем выполняют срыв вставного штангового насоса из замковой опоры до размыкания с помощью привода вставного штангового насоса регулировкой положения подвески устьевого штока путем постепенного смещения места фиксации клиновых зажимов на устьевом штоке в нижнее положение, проводят кислотную обработку призабойной зоны пласта по колонне НКТ, оставляют на реагирование и выполняют посадку вставного штангового насоса в замковую опору с помощью привода вставного штангового насоса регулировкой положения подвески устьевого штока путем постепенного смещения места фиксации клиновых зажимов на устьевом штоке в верхнее положение, затем подключают частотно-регулируемый электропривод к станции управления привода вставного штангового насоса, запускают и осваивают скважину с увеличением частоты качаний балансира привода вставного штангового насоса с помощью частотно-регулируемого электропривода, выводят на режим для определения необходимого оптимального отбора жидкости с одновременной откачкой остатков кислотного раствора в желобную емкость при регулировании частоты качаний балансира привода вставного штангового насоса с помощью частотно-регулируемого электропривода, заменяют изношенный вставной штанговый насос на колонне насосных штанг на новый с типоразмером, соответствующим оптимальному дебиту жидкости, определенному при освоении, запускают скважину в работу.
На фиг. 1 показана схема реализации способа.
Сущность способа эксплуатации и ремонта скважины, оборудованной скважинной штанговой насосной установкой, в условиях, осложненных снижением продуктивности призабойной зоны пласта заключается в следующем.
3
Способ эксплуатации и ремонта скважины, оборудованной скважинной штанговой насосной установкой, в условиях, осложненных снижением продуктивности призабойной зоны пласта включает при эксплуатации спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб 1 (фиг. 1) с хвостовиком 2 и установленной выше хвостовика замковой опорой 3 вставного штангового насоса 4, спуск в колонну насосно-компрессорных труб вставного штангового насоса на колонне насосных штанг 5 и устьевом штоке 6. Выполняют контроль за дебитом скважины. При определении снижения производительности скважины выполняют срыв вставного штангового насоса 4 до размыкания замковой опоры 3 и выполняют обработку продуктивного пласта 7. После обработки скважины выполняют посадку вставного штангового насоса 4 в замковую опору 3, осваивают скважину и выполняют отбор скважинной жидкости. Перед эксплуатацией скважины размещают прием хвостовика 2 напротив интервала перфорации продуктивного пласта 7, а вставной штанговый насос 4 размещают на глубине, обеспечивающей отбор жидкости с оптимальным забойным давлением, соответствующим проекту разработки месторождения. В качестве замковой опоры вставного штангового насоса устанавливают универсальную замковую опору, например опору 40116-MT-ZUS по классификации 110AX-API, которая позволяет использовать вставные насосы с механическим креплением насоса типоразмером 27, 32 мм (верхнее расположение замка) и 38, 44 мм (нижнее расположение замка), производить замену насоса с изменением типоразмера без подъема НКТ. При эксплуатации скважины периодически (не реже одного раза в неделю) определяют дебит скважинной жидкости и коэффициент подачи насоса, анализируют форму динамограммы. Эксплуатация скважины продолжается до уменьшения коэффициента подачи насоса до величины 0,5 д.е. из-за утечек в результате износа клапанов или плунжерной пары вследствие снижения забойного давления, определяемого уменьшением замеряемого дебита жидкости и формой динамограммы. Как показывает практика это происходит на скважине с длительным сроком эксплуатации более года. Снижение забойного давления из-за ухудшения продуктивности призабойной зоны пласта приводит к уменьшению погружения насоса под динамический уровень и неполному заполнению насоса, влиянию свободного газа на узлы насоса, поэтому, как показывает промысловая практика, в результате происходит износ клапанов и плунжерной пары. Уменьшение коэффициента подачи насоса ниже 0,5 д.е. из-за утечек в результате износа его узлов существенно снижает энергоэффективность, КПД насосной установки, поэтому дальнейшая эксплуатация приводит к потерям не только нефти из-за ухудшения продуктивности пласта, но росту эксплуатационных затрат из-за увеличения удельного энергопотребления. При уменьшении коэффициента подачи насоса до величины 0,5 д.е. останавливают отбор продукции, производят опрессовку колонны НКТ для определения ее герметичности вставным штанговым насосом 4 на давление 40 атмосфер. Затем выполняют срыв вставного штангового насоса 4 из замковой опоры 3 до размыкания с помощью привода 8 вставного штангового насоса регулировкой положения подвески устьевого штока (канатной подвески) путем постепенного смещения места фиксации клиновых зажимов на устьевом штоке в нижнее положение, без привлечения бригады капитальго ремонта и специализированного оборудования. Срыв насоса из замковой опоры позволяет сообщить внутреннее пространство колонны НКТ с избыточным давлением, созданным при опрессовке, и хвостовика для проведения последующей кислотной обработки, а также произвести кратковременное воздействие на закольматированную часть призабойной зоны пласта импульсом давления благодаря расположению приема хвостовика напротив интервалов перфорации пласта, что приводит к частичному разрушению закольматированного слоя и повышает эффективность последующей кислотной обработки. Подключают насосный агрегат 9, например ЦА-320 к колонне НКТ. Определяют приемистость пласта закачкой технологической жидкости насосным агрегатом (ЦА-320) по колонне НКТ в продуктивный (обрабатываемый) пласт.Проводят кислотную обработку призабойной зоны пласта по колонне НКТ закачкой, например, 25%-ной соляной ингибированной кислоты объемом в зависимости от толщины продуктивного пласта по различным методикам (например, Сучков Б.М. Добыча нефти из карбонатных коллекторов. - Москва-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика», 2005, с. 228-233), но не менее 1 м на 1 м интервала обработки. Доводят необходимый объем кислотного раствора до интервала перфорации продуктивного пласта с открытой затрубной задвижкой 10 (закачка в колонну НКТ и хвостовик). Закрывают затрубную задвижку 10 и продавливают кислотный раствор в продуктивный пласт технологической жидкостью. В качестве технологической жидкости используют, например 0,2%-ный раствор композиции ПАВ, например, МЛ-81Б (ТУ 2481-007-48482528-99) на основе пресной или пластовой воды. Объем технологической жидкости равен сумме объемов внутренней емкости НКТ с учетом колонны насосных штанг, межтрубного пространства ниже приема хвостовика, а также 200-300 литров для оттеснения кислотного раствора от стенки скважины внутрь пласта. Оставляют на 1-2 часа на реагирование кислотного раствора. Затем выполняют посадку вставного штангового насоса 4 в замковую опору 3 с помощью привода 8 вставного штангового насоса 4 регулировкой положения подвески устьевого штока (канатной подвески) путем постепенного смещения места фиксации клиновых зажимов на устьевом штоке в верхнее положение. Затем подключают частотно-регулируемый электропривод (ЧРЭП) 11 к станции управления привода вставного штангового насоса 4, запускают и осваивают скважину с увеличением частоты качаний балансира привода вставного штангового насоса с помощью частотно-регулируемого электропривода 11, что позволяет компенсировать утечки в узлах штангового насоса, ускорить процесс откачки остатков кислоты из скважины. Выводят на режим для определения необходимого оптимального отбора жидкости, соответствующего оптимальному проектному забойному давлению, с одновременной откачкой остатков кислотного раствора в желобную емкость, присоединенную к устьевому оборудованию скважины. При регулировании частоты качаний балансира привода вставного штангового насоса 4 с помощью частотно-регулируемого электропривода 11 с большой долей точности и в максимально сжатые сроки определяют оптимальный отбор жидкости в связи с изменением потенциала продуктивного пласта после кислотной обработки. Подбирают соответствующий типоразмер насоса и параметры привода вставного штангового насоса 4 (длина хода, частота качаний) по результатам вывода скважины на режим оптимального отбора жидкости. Заменяют изношенный вставной штанговый насос 4 на колонне насосных штанг 5 на новый с типоразмером, соответствующим оптимальному дебиту жидкости, определенному при освоении, запускают скважину в работу. Замену насоса производят ремонтной бригадой при подъеме и спуске колонны насосных штанг.При необходимости корректировки производительности насоса производят изменение параметров привода штангового насоса (длина хода, частота качаний).
Предлагаемый способ обеспечивает освоение и интенсификацию притока нефти на скважинах с длительным сроком эксплуатации (более года), осложненных снижением продуктивности призабойной зоны пласта, с учетом изменения дебита продуктивного пласта и коэффициента подачи и КПД насосной установки, замены изношенного насоса на соответствующий типоразмер после освоения скважины и регулирование повышения коэффициента подачи и КПД насосной установки с учетом изменения дебита продуктивного пласта, снижение металлоемкости, упрощение способа, повышение эффективности кислотной обработки, обеспечение возможности применения известной компоновки насосного оборудования для скважин в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, исключение скапливания различных отложений, повышение эффективности способа эксплуатации и ремонта скважины и нефтеотдачи пласта.
Пример конкретного выполнения.
На добывающей скважине вставной штанговый насос диаметром плунжера 38 мм спущен на глубину 1500 м на колонне штанг диаметром 19 мм, колонна НКТ диаметром 60 мм имеет длину 1500 м, а прием хвостовика из НКТ 60 мм расположен на глубине 1700 м напротив интервалов перфорации продуктивного пласта, параметры привода штангового насоса: длина хода 3 м, частота качаний 4 в минуту.
3
3
Начальный дебит жидкости с 14 м/сут при коэффициенте подачи Кпод=0,7 из-за ухудшения фильтрационных свойств пласта через 400 суток снизился до 10 м/сут при Кпод=0,5, а по динамограмме выявлены утечки во всасывающем клапане из-за износа вследствие уменьшения погружения насоса в результате уменьшения забойного давления.
3
После определения герметичности колонны НКТ выполнением опрессовки на давление 40 атмосфер, срыва насоса из замковой опоры, проведения кислотной обработки, посадки насоса в замковую опору при освоении получен дебит жидкости 12 м/сут с увеличением частоты качаний балансира привода штангового насоса с помощью ЧРЭП до 4,9 в минуту.
Суточная производительность штангового насоса определяется по формуле (Эксплуатация скважин установками штанговых насосов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений: учеб. пособие для студентов образовательных орг.высш. образования, обучающихся по направлению подгот.бакалавриата «Нефтегазовое дело» / В.М. Валовский [и др.]. - М.: НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО, 2016, с.266):
где
QТ
3
- теоретическая производительность (м/сут),
Кпод
- коэффициент подачи (доли единиц),
FH
- площадь поперечного сечения плунжера насоса (м2),
S0
- длина хода полированного штока (м),
n
- частота качаний, мин-1.
Тогда требуемая частота качаний балансира привода штангового насоса в свою очередь определяется по формуле:
Соответственно при ремонте требуется замена насоса на новый того же типоразмера 38 мм с уменьшением частоты качаний до 3,5 в минуту.
Альтернативным вариантом может быть замена на насос с типоразмером 32 мм, тогда частота качаний
.
Таким образом, предлагаемый способ позволяет повысить эфективность эксплуатации и ремонта скважин, оборудованных скважинными штанговыми насосными установками, в условиях, осложненных снижением продуктивности призабойной зоны пласта за счет уменьшения количества спуско-подъемных операций и повышения надежности работы вставного штангового насоса при эксплуатации и ремонте скважины, повышения эффективности кислотной обработки и повышения нефтеотдачи пласта.