ДРЕНАЖНО-ДЕПРЕССИОННЫЙ СПАРЕННЫЙ ШТАНГОВЫЙ НАСОС

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин, добывающих нефть из месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, с повышенной вязкостью.
Известен скважинный штанговый насос, состоящий из двухступенчатого цилиндра под двухступенчатый полый плунжер. Между диаметром насоса в нижней части и стенкой плунжера ступени с меньшим диаметром выполнена камера, сообщенная с наружным пространством через сеть радиальных каналов цилиндра ступени с большим диаметром. Полость цилиндра ступени с меньшим диаметром в верхней части сообщена с наружным пространством (Патент РФ №2136964, опубл. 10.09.1999).
Жесткие импульсы разрежения отрицательно воздействуют на целостность заколонного цементного кольца, что впоследствии приводит к заколонным перетокам.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является дренажно-депрессионный спаренный штанговый насос, состоящий из двух насосов одного диаметра, которые собираются между собой соединительным перфорированным патрубком-ершом. Выше насоса на 300 метров в компоновку включают пакер. После привязки патрубок-ерш устанавливают напротив интервала перфорации. Производят закачку растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений в зону перфорации и затрубное пространство до пакера. Затем производят закачку кислоты в зону перфорации и выдержку на реагирование. После этого производят пакеровку для ликвидации влияния столба жидкости. Спускают плунжер на штангах и при помощи подъемника начинают дренирование пласта. Дренажно-депрессионный спаренный штанговый насос при обработке призабойной зоны пласта работает следующим образом:
- при движении вверх происходит подача жидкости в колонну насосно-компрессорных труб;
- при ходе плунжера вниз по верхнему насосу происходит выдавливание кислоты с нефтью через фильтр-ерш в призабойную зону пласта;
- при движении плунжера по нижнему насосу вниз происходит наполнение плунжера.
При этом происходит отмыв скважины и призабойной зоны от асфальтосмолопарафиновых отложений. Весь процесс происходит в ограниченном пакером пространстве эксплуатационной колонны (Патент РФ №2244808, опубл. 20.01.2005 - прототип).
При достаточно эффективном воздействии на продуктивный пласт гидродинамическими импульсами с одновременной откачкой продуктов реакции из пласта, для изготовления такого насоса необходимо применить два насоса в хорошем рабочем состоянии. Амплитуда хождения плунжера в насосе не менее 6-7 м. Стандартные станки-качалки такую амплитуду не имеют. Для работы такого насоса необходимо применение подъемника типа А-50 в течение длительного времени. То есть для долговременной эксплуатации насос с такими параметрами не подходит. Тем более такой насос не подходит для работы в скважинах, работающих на месторождениях с малодебитными с пластами с вязкими трудноизвлекаемыми нефтями, где амплитуда хождения плунжера в насосе составляет 1,2-1,8 м.
В изобретении решается задача повышения продуктивности скважин, работающих на месторождениях с малодебитными пластами с вязкими трудноизвлекаемыми нефтями.
Задача решается тем, что в дренажно-депрессионном спаренном штанговом насосе, состоящем из двух насосов одного диаметра, соединенных перфорированным патрубком, согласно изобретению, два насоса одного диаметра образованы из неизношенных частей двух бывших в употреблении штанговых насосов с общей длиной, подобранной в зависимости от дебита скважины, с плунжером, соединенным из двух плунжеров.
Признаками изобретения являются:
1. два насоса одного диаметра;
2. то же соединенных перфорированным патрубком;
3. два насоса одного диаметра образованы из неизношенных частей двух бывших в употреблении штанговых насосов;
4. то же с общей длиной, подобранной в зависимости от дебита скважины;
5. то же с плунжером, соединенным из двух плунжеров.
Признаки 1 и 2 являются общими с прототипом, признаки 3-5 являются существенными отличительными признаками изобретения.
Сущность изобретения
На нефтяных месторождениях Татарстана с каждым годом возрастает доля трудноизвлекаемых запасов. Кроме этого, в эксплуатацию вводятся новые мелкие месторождения с трудноизвлекаемыми вязкими нефтями, разработка которых до недавних времен считалось нерентабельной. В процессе эксплуатации таких месторождений повсеместно возникают проблемы, связанные с низкими пластовыми давлениями, с выпадением асфальтосмолопарафиновых отложений на призабойные зоны пластов, на клапаны насосов, на колонны насосно-компрессорных труб. Предлагаемый дренажно-депрессионный насос, разработанный для станков-качалок, позволяет успешно решать эти проблемы.
Если в известных технологиях воздействие на призабойную зону пласта носит относительно кратковременный характер (20-40 час.), в течение которых очищаются капилляры притока нефти в скважину и восстанавливаются пониженные дебиты, то в изобретении предлагается создание постоянно действующего дренажно-депрессионного насоса, приводимого в действие стандартным станком-качалкой, к тому же он собирается из остатков пришедших в негодность старых насосов.
Эксплуатация скважины с разобщенным межтрубным пространством выше насоса на 50-70 м через пакеровку при воздействии на подпакерную зону эксплуатационным дренажно-депрессионным насосом с созданием слабых депрессионных импульсов и знакопеременного движения жидкости в перфорированном интервале пласта позволяет добиться увеличения дебита низкодебитных скважин при одновременной очистке призабойной зоны пласта и вовлечения в эксплуатацию
слабопроницаемых пропластков. За счет пакеровки обсадной колонны выше интервала перфорации исключается влияние вышенаходящегося столба жидкости, что в свою очередь позволяет более динамично извлечь пластовую жидкость. В результате поступательно-возвратного движения жидкости через фильтр и перфорированные отверстия соединительного патрубка реологические свойства нефти изменяются. Нефть разжижается. Готовые выпасть из-за попадания в область низких давлений в скважине асфальтосмолопарафиновые соединения не выпадают на стенки колонны насосно-компрессорных труб. Увеличивается межремонтный период. Отпадает необходимость применения дорогостоящих штанг-скребков. Стоимость созданного насоса ничтожная, так как он изготавливается из пришедших в негодность старых насосов.
В скважину для постоянной эксплуатации вместо стандартного погружного штангового насоса спускают дренажно-депрессионный насос.
Для создания нового насоса из двух бывших в эксплуатации насосов проводят следующие действия:
- выбраковка из двух изношенных насосов, бывших в употреблении в малодебитных скважинах, корпусов, длиной не менее половины от первоначальной длины, сохранившихся в хорошем состоянии;
- вырезание этих кусков насоса;
- нарезка резьбы на срезанных концах под соединительную муфту;
- опрессовка подготовленных кусков насоса;
- сборка корпуса рабочего насоса из подготовленных двух кусков соединением их через перфорированный фильтр-патрубок;
- подготовка рабочего плунжера соединением двух плунжеров длиной не менее 2/3 длины корпуса насоса;
- подгонка плунжера в насосе в зависимости от ожидаемого дебита скважины.
Обычно, в малодебитных скважинах насосы работают с небольшими амплитудами качания - 1,2-1,8 м. При этом изнашивается только часть насоса. Из бывшего в употреблении и пришедшего в негодность насоса отрезают и убирают
изношенную часть корпуса. Оставшуюся половину после нарезки резьбы под соединительную муфту соединяют через перфорированный патрубок с другой подобной же частью насоса. Оба насоса одного и того же диаметра. Общую длину насоса подбирают в зависимости от дебита скважины. Для этого насоса подбирают плунжер, соединенный из двух плунжеров. В насосе применяют нижний широкопроходной клапан. В плунжере также оставляют нижний клапан. Выше насоса на 50-70 м в компоновку включают пакер. Насос на колонне насосно-компрессорных труб спускают на оптимальную глубину эксплуатационного насоса, ставят пакер. Спускают колонну штанг с плунжером, сажают его в насос, подгонку плунжера производят в зависимости от ожидаемого дебита. Подвешивают колонну штанг на станок-качалку и начинают дренирование пласта. При работе насоса происходит знакопеременное движение жидкости в насос и обратно в скважину. Половина объема жидкости подается в колонну насосно-компрессорных труб, половина при движении плунжера вниз выдавливается обратно в скважину. Импульсы депрессии и репрессии в подпакерной зоне без потерь передаются через перфорированную колонну в пласт, вызывают поступательно-возвратный приток жидкости из пласта. Знакопеременное движение жидкости в перфорированном интервале пласта в режиме мягких депрессионных импульсов с одновременной откачкой жидкости позволяет добиться высокоэффективной очистки призабойной зоны пласта. Устраняется выпадение асфальтосмолопарафиновых отложений в призабойной части пласта. В эксплуатацию вовлекаются слабопроницаемые пропластки. Дебит скважины полностью восстанавливается. Иногда даже может превысить первоначальный дебит за счет вовлечения низкопроницаемых пропластков в эксплуатацию.
Применяемая компоновка подземного оборудования представлена на фиг.
Компоновка включает эксплуатационный дренажно-депрессионный штанговый насос, корпус которого состоит из двух укороченных корпусов из бывшего в употреблении и пришедшего в негодность насосов: верхнего корпуса 1 и нижнего корпуса 2, соединенных между собой перфорированным патрубком 3. Общая длина
такого насоса не превышает 4-х метров. В нижней части нижнего корпуса 2 размещен широкопроходной клапан конусного типа 4, ниже насоса установлен фильтр 5. Дренажно-депрессионный насос подвешен на колонне насосно-компрессорных труб 6. Внутри насоса установлен плунжер, состоящий из двух стандартных плунжеров, соединенных между собой 7, снабженный всасывающим клапаном 8 и подвешенный на колонне штанг 9. Компоновку размещают в скважине, оборудованной обсадной колонной 10. На 50-70 м выше насоса между колонной насосно-компрессорных труб 6 и обсадной колонной 10 (в межтрубье) размещен пакер 11. Глубина спуска насоса зависит от физико-динамических характеристик эксплуатируемого пласта и может составить 1200 м и менее.
При ходе плунжера 7 вверх происходит подача жидкости в колонну насосно-компрессорных труб 6. Половина объема жидкости при движении плунжера 7 вниз через перфорированный патрубок 3 выдавливается обратно в скважину, а оттуда - в пласт 13. Импульсы депрессии и репрессии в подпакерной зоне без потерь передаются через перфорированную обсадную колонну 12 в пласт, вызывают поступательно-возвратный приток жидкости из пласта 13. Знакопеременное движение жидкости в перфорированном интервале пласта в режиме мягких депрессионных импульсов с одновременной откачкой жидкости позволяет добиться высокоэффективной очистки призабойной зоны пласта. Дебит скважины полностью восстанавливается, иногда даже может превысить первоначальный за счет вовлечения низкопроницаемых пропластков в эксплуатацию.
Примеры конкретного выполнения способа
Пример 1.
Скважина №340 Дачного месторождения нефти ЗАО «Идельойл».
Характеристика скважины.
Глубина продуктивного пласта в бобриковском горизонте 1185 м, интервал перфорации - 1185,4-1195,0 м, коллектор - терригенный, пластовое давление 9,5 МПа, толщина продуктивного пласта 10 м, пористость 18,0%, нефтенасыщенность 65,0%,
3
3
3
вязкость нефти 150 мПа·с, плотность нефти 0,895 т/м, дебит жидкости - 1,0 м/сут., дебит нефти - 0,95 м/сут., обводненность - 5,0%.
3
Из-за высокой вязкости нефти стандартный штанговый насос практически не мог работать. Применяют дренажно-депрессионный спаренный штанговый насос, состоящий из двух насосов диаметра 44 мм, соединенных перфорированным патрубком. Два насоса одного диаметра образованы из неизношенных частей двух бывших в употреблении штанговых насосов с общей длиной 4,3 м, подобранной в зависимости от дебита скважины по жидкости 3 м/сут, с плунжером, соединенным из двух плунжеров. Длин хода плунжера 2,4 м. Число качаний станка-качалки установлено равным 2,7 кач/мин.
3
3
3
3
3
3
В скважину спускают воронку на колонне насосно-компрессорных труб и промывают скважину с допуском до 1197 м с переводом на нефть в объеме 25 м. Поднимают воронку, спускают дренажно-депрессионный насос на глубину 1195 м, запакеровывают пакер на глубине 1125 м, сажают плунжер в насос, подвешивают колонну штанг на головку станка-качалки, вызывают подачу, скважину запускают в работу. Дебит жидкости составил 3 м/сут, обводненность - 5,6%. Результат проделанной обработки призабойной зоны - увеличение дебита жидкости с 1,0 м/сут до 3,0 м/сут, увеличение дебита по нефти с 0,95 м/сут до 2,85 м/сут. Скважина работает с октября 2004 года по настоящее время - 8 месяцев.
Пример 2.
Скважина №244 Бавлинского месторождения НГДУ «Бавлынефть».
Характеристика скважины.
3
3
3
Глубина продуктивного пласта в пашийском горизонте 1937 м, интервал перфорации - 1937,0-1939,0 м коллектор - терригенный, пластовое давление 18,5 МПа, толщина продуктивного пласта 4 м, пористость 18,0%, нефтенасыщенность 77,0%, вязкость нефти 12,8 мПа с, плотность нефти 0,834 т/м, дебит жидкости - 5,0 м/сут., дебит нефти - 1,3 м/сут., обводненность - 70,2%, динамический уровень - 752 м.
Из-за интенсивного эмульсообразования скважина была остановлена.
3
Применяют дренажно-депрессионный спаренный штанговый насос, состоящий из двух насосов диаметра 56 мм, соединенных перфорированным патрубком. Два насоса одного диаметра образованы из неизношенных частей двух бывших в употреблении штанговых насосов с общей длиной 4,4 м, подобранной в зависимости от дебита скважины по жидкости 15 м/сут, с плунжером, соединенным из двух плунжеров. Длина хода плунжера 2,8 м. Число качаний станка-качалки установлено равным 3,5 кач/мин.
3
3
3
3
3
3
В скважину спускают воронку на колонне насосно-компрессорных труб и промывают скважину с допуском до 1942 м с переводом на нефть в объеме 25 м, поднимают воронку, спускают дренажно-депрессионный насос на глубину 1495 м, подвешивают колонну штанг на головку станка качалки, вызывают подачу, скважину запускают в работу. Дебит жидкости составил 15 м/сут, обводненность - 47,9%. Результат проделанной обработки призабойной зоны - увеличение дебита жидкости с 5,0 м/сут до 15,0 м/сут, увеличение дебита по нефти с 1,3 м/сут. до 7,3 м/сут. Скважина работает 8 месяцев без выпадения асфальтосмолопарафиновых отложений на колонне насосно-компрессорных труб и образования эмульсии.
Применение предложенного технического решения позволит повысить продуктивность скважин, работающих на месторождениях с малодебитными пластами с вязкими трудноизвлекаемыми нефтями.