Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ технологий очистки призабойной зоны пласта нагнетательных скважин 10
1.1. Факторы, влияющие на приемистость 11
1.2. Технологии очистки призабойной зоны пласта нагнетательных скважин 14
1.3. Анализ работ, связанных с очисткой призабойной зоны пласта в ОАО "Татнефть" 21
2. Теоретические, экспериментальные и промысловые исследования очистки нагнетательных скважин методом гидродинамического излива 25
2.1. Разработка методических подходов к моделированию процесса гидродинамического излива скважин 25
2.2. Очистка призабойной зоны пласта низкоприемистой нагнетательной скважины методом гидродинамического излива 34
2.3. Оценка допустимого объема загрязнений, возвращаемых в более приемистые скважины при осуществлении технологии гидродинамического излива... 45
3. Разработка технологических схем очистки нагнетательных скважин на основе гидродинамических изливов 48
4. Разработка и исследование новых скважинных штанговых насосов для эксплуатации малодебитных нефтяных скважин 58
4.1. Осложнения при эксплуатации малодебитных скважин. Восстановление работоспособности скважинного штангового насоса без извлечения из скважины 58
4.2. Разработка устройств для добычи нефти с интенсифицирующей обработкой призабойной зоны скважин 64
4.3. Разработка скважинньтх штанговых насосов с боковым приемным клапаном 71
4.4. Математические зависимости, описывающие работу скважинных штанговых насосов и вычислительные эксперименты на их основе 76
4.4.1. Моделирование процесса заполнения цилиндра насоса через боковой канал 91
4.4.2. Оценка дополнительных нагрузок на штанги при работе насоса с боковым каналом 94
4.5. Анализ и обобщение результатов вычислительных экспериментов, направления их практического использования, постановка задач экспериментальных исследований 111
5. Экспериментальные исследования работы насоса с входным боковым каналом 113
5.1. Исследование утечек в насосе с боковым каналом 113
5.2. Исследование на стендовой скважине влияния различных факторов на коэффициент наполнения насоса 124
Практическая реализация результатов, эффективность предложенных решений 135
Основные результаты и выводы 138
Список используемых источников 140
Приложения 151
- Технологии очистки призабойной зоны пласта нагнетательных скважин
- Разработка методических подходов к моделированию процесса гидродинамического излива скважин
- Осложнения при эксплуатации малодебитных скважин. Восстановление работоспособности скважинного штангового насоса без извлечения из скважины
- Исследование на стендовой скважине влияния различных факторов на коэффициент наполнения насоса
Введение к работе
Большинство месторождений нефти Республики Татарстан находятся в стадии эксплуатации, характеризующейся падающей добычей в связи с постепенным истощением запасов. Например, по состоянию на конец 2003 г. средний дебит нефти одной скважины по ОАО «Татнефть» составляет около 3,8 т/сутки, по новым скважинам — 6,1 т в сутки. Действующий фонд составил около 20000 скважин. При этом около 80% скважин эксплуатируются установками скважинных штанговых насосов (УСШН). По мере выработки запасов и роста обводненности продукции скважин происходит изменение физико-химических и реологических свойств добываемой водогазонефтяной эмульсии (ВГНЭ), ухудшение коллекторских свойств пласта. Такие изменения свойств наиболее присущи фонду малодебитных скважин (МДС), составляющему в ОАО «Татнефть» около 80% эксплуатационного фонда. При эксплуатации малодебитных скважин возникает необходимость согласования притока и отбора продукции, проведения мероприятий по стимуляции притока, оптимизации работы глубинно-насосного оборудования, что обусловливает сравнительно большие эксплуатационные затраты на содержание фонда МДС в работоспособном состоянии. Из изложенного очевидна актуальность повышения эффективности эксплуатации МДС для обеспечения рентабельности добычи нефти. Для повышения эффективности разработки нефтяных месторождений в ОАО Татнефть широко применяется заводнение. Заводнение низкопроницаемых пластов зачастую осложнено загрязнением призабойной зоны пласта (ПЗП), обусловленным недостаточной степенью очистки закачивемой воды, коррозией трубопроводов, применением ингибиторов коррозии и д.р. Загрязнение ПЗП приводит к снижению приемистости скважин и ограничению фронта вытеснения. Традиционные технологии очистки ПЗП требуют больших затрат. Поэтому разработка эффективных и
недорогих способов очистки призабойной зоны нагнетательных скважин является важной и актуальной научно-технической задачей.
В результате проведенных исследований разработан способ очистки ПЗП низкоприемистых нагнетательных скважин на основе гидродинамического излива. Отличительной особенностью способа является то, что вода излива очищается от нефтяных и твердых взвешенных частиц, выносимых из продуктивного пласта, уловленные загрязнения утилизируются, а очищенная вода направляется по системе водоводов в соседние более высокоприемистые скважины с допустимой для них концентрацией загрязняющих частиц.
Эффективность эксплуатации скважин обусловлена правильным выбором, как режимов откачки, так добывающего оборудования. Теоретические вопросы эксплуатации УСШН рассматривались академиком Л.С. Лейбензоном и A.M. Пирвердяном в работах начала 30 годов. Научные и инженерные основы штангового насосного способа добычи нефти даны в работах К.С. Аливердизаде, А.С. Вирновского, А.Н. Адонина, ИЛГ. Мищенко, В.И. Грайфера, К.Р. Уразакова, М.Д. Валеева, К.А. Карапетова, Ю.А. Балакирова, B.C. Кроля, Р.А. Максутова, Р.Я. Кучумова, Ивановского В.Н., Люстрицкого В.М. и др. отечественных и зарубежных ученых- нефтяников. Однако, недостаточно исследованными остались вопросы повышения эффективности работы добывающих и нагнетательных скважин, эксплуатирующих трудноизвлекаемые запасы нефти на поздней стадии разработки месторождений. Объектами представленных в данной работе исследований стали способы очистки ПЗП с низкопроницаемыми коллекторами и типовые и усовершенствованные СШН, применяемые в условиях ОАО «Татнефть» для добычи продукции скважин из МДС, находящихся на поздней стадии разработки.
Целью работы являлось создание способов и технических средств для эффективной работы скважин, эксплуатирующих трудноизвлекаемые запасы нефти на поздней стадии разработки месторождений.
Основные задачи исследований:
Разработка методических подходов к моделированию процесса и теоретические исследования режимов гидродинамического излива.
Проведение исследований очистки нагнетательных скважин методом гидродинамического излива.
Разработка технологических схем очистки нагнетательных скважин методом гидродинамического излива.
4. Разработка новых устройств для добычи нефти, с функцией
интенсификации притока.
5. Теоретические и экспериментальные исследования работы
скважинных штанговых насосов с боковым входным каналом.
6. Опытно-промышленные испытания в промысловых условиях.
Поставленные задачи решались путем аналитических и
экспериментальных исследований, анализа и обобщения лабораторных и промысловых данных, математического моделирования с применением ПЭВМ, а также организацией опытно-промышленных работ. Научная новизна работы.
Разработаны методические подходы к моделированию процесса гидродинамического излива нагнетательных скважин. На основании численного моделирования установлены зависимости параметров процесса излива от характеристик скважин, показано, что определяющими критериями процесса являются отношение величин дебита и гидропроводности пласта, а также забойные давления в скважинах, объединенных в единую гидравлическую систему.
Экспериментально установлено распределение фракционного и количественного состава твердых взвешенных частиц и нефтяных загрязнений в изливающейся из скважин в процессе гидродинамического излива воде.
3. Экспериментально установлены зависимости величин утечки
жидкости через боковой канал в цилиндре скважинного насоса от диаметра
насоса, давления в цилиндре, величины перекрытия плунжером канала, вязкости рабочей жидкости.
4. Установлена зависимость оптимального отношения величины перебега плунжера насоса за боковой входной канал к полной длине его хода, обеспечивающего наибольшую величину коэффициента наполнения насоса с боковым входным каналом, от диаметра насоса, длины хода и частоты качаний, давления на приеме насоса.
Практическая ценность работы.
1. Разработан новый способ очистки призабойной зоны пласта
нагнетательных скважин динамическим изливом (патент РФ 2165012).
Установлен состав и степень загрянения изливающейся из скважин воды. Обоснована необходимость ее очистки перед направлением в принимающую скважину. Разработаны новые технологические схемы очистки ПЗП нагнетательных скважин гидродинамическим изливом, включающие элементы для улавливания извлекаемых загрязнений.
Экспериментально доказано, что метод гидродинамического излива в условиях ОАО «Татнефть» позволяет кратно увеличить приемистость нагнетательных скважин. Выработаны рекомендации по оптимальным режимам гидродинамического излива. Технология очистки ПЗП гидродинамическим изливом применена на 22 нагнетательных скважинах НГДУ «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть».
Созданы, запатентованы (пат. РФ № 2144623, 21558362, 2162932, 2165010, 2157450), испытаны и доведены до промышленного применения в ОАО «Татнефть» новые устройства для добычи нефти и интенсифицирующих ОПЗ малодебитных скважин.
Установлено, что во всем имеющем место на практике диапазоне изменения условий эксплуатации для насосов с группой посадки плунжера в цилиндре Fit 3 и выше величина утечек через боковой канал пренебрежимо мала и ее можно не учитывать при определении производительности насоса.
6. Получены экспериментальные зависимости коэффициента
наполнения скважинных насосов 25-125 ТНМ-ТА-11-9,2-4 и 25-225 ТНМ-
ТА-11-9,2-4 с условным диаметром плунжера соответственно 32 и 57 мм, от
скорости откачки, давления на приеме насоса и величины перебега плунжера
за боковой канал.
7. Установлено, что подгонку положения плунжера насоса с боковым
входным каналом в цилиндре после спуска в скважину необходимо
выполнять с учетом ее влияния на коэффициент наполнения насоса. Исходя
из результатов исследований, даны рекомендации по достижению
наибольшего коэффициента наполнения насоса.
8. Обоснован способ запуска в работу малодебитных скважин,
простаивающих из-за отсутствия подачи, кратковременным форсированием
режима откачки. Доведена до промышленного применения в ОАО
«Татнефть» основанная на этом способе мало затратная технология
восстановления работоспособности скважинных штанговых насосов без
подземного ремонта скважин. Возвращено в эксплуатацию без ПРС более
1000 скважин.
На защиту выносятся:
1. Методические подходы и результаты моделирования процесса
гидродинамического излива нагнетательных скважин.
2. Результаты экспериментальных исследований процесса
гидродинамического излива и технологические рекомендации по повышению
его эффективности.
Новые технологические схемы очистки ПЗП нагнетательных скважин гидродинамическим изливом, включающие элементы для улавливания извлекаемых загрязнений.
Новые устройства для добычи нефти и интенсифицирующих ОПЗ малодебитных скважин и результаты их промышленного применения в ОАО «Татнефть».
Результаты экспериментального исследования утечек через боковой канал скважинного насоса в зависимости от диаметра насоса, давления в цилиндре насоса, величины перекрытия плунжером канала, вязкости рабочей жидкости.
Результаты исследования процесса заполнения насоса с боковым каналом. Зависимости коэффициента наполнения от типоразмера насоса, скорости откачки, величины перебега плунжера за боковой канал, давления на приеме насоса, рекомендации по оптимальному диапазону расположения плунжера в цилиндре насоса относительно бокового канала при регулировке после монтажа в скважине.
Обоснование и результаты промышленного применения на скважинах в ОАО «Татнефть» технологии восстановления работоспособности скважинных штанговых насосов без подземного ремонта скважин кратковременным кратным форсированием режима откачки.
Технологии очистки призабойной зоны пласта нагнетательных скважин
Высокую равномерную приемистость по всей толщине продуктивного пласта в ряде случаев можно получить при очистке поровых каналов призабойной зоны от грязи и других взвешенных веществ. Для этого скважину тщательно промывают водой, предназначенной для нагнетания. Существуют следующие способы промывки: прямая, обратная, комбинированная [1, 16].
Этими способами успешно осваивают скважины, пробуренные в сравнительно однородных пластах, пластах с хорошей проницаемостью и толщиной более 10 м. Такие скважины обычно имеют высокую устойчивую приемистость, превышающую 300—500 м3/сут.
Часто освоение нагнетательных скважин нарушается в результате загрязнения поверхности пласта окалиной или твердыми частицами, приносимыми водой из водоводов и НКТ. Для их удаления водоводы и скважины промывают водопесчаной смесью (50 кг песка на 1 м воды) в течение 20—30 мин в зависимости от интенсивности закачки. После таких промывок почти наполовину уменьшаются потери на трение в водоводах.
Для очистки призабойной зоны нагнетательной скважины от закупоривающего материала, внесенного с закачиваемой водой, применяют длительный самоизлив, многократный кратковременный излив и метод переменных давлений.
Длительный излив. Этот способ очистки призабойной зоны пласта применяется на переливающих нагнетательных скважинах. Дренаж призабойной зоны пласта открытием нагнетательных скважин на длительный свободный излив после продолжительной закачки воды в скважину был одним из распространенных методов воздействия на пласт в 50-е годы XX века [17]. На длительный излив скважины открывали обычно во время остановки кустовой насосной станции из-за отсутствия воды, электроэнергии или при выполнении ремонтных работ. Проведение излива отчасти способствует очищению призабойной зоны пласта, о чем свидетельствует значительное количество взвешенных частиц, выносимых на поверхность потоком.
Однако после истечения из скважины воды в количестве, примерно равном двум объемам обсадной колонны, концентрация взвешенных частиц в изливаемой воде резко уменьшается и дальнейшее продолжение процесса становится нецелесообразным.
Оптимальная продолжительность свободного излива определяется скоростью излива, объемами обсадной колонны, затрубного пространства или промывочных труб и для условий девонских пластов Ромашкинского месторождения составляет примерно 1,5—2 часа [17]. Дальнейшее продолжение излива приводит лишь к потере большого количества ранее закачанной воды из продуктивного пласта. Это объясняется следующим. Вначале после открытия скважины на излив в пласте в непосредственной близости от ствола скважины за счет возникающих громадных градиентов давления создаются большие скорости движения жидкости и призабойная зона интенсивно очищается от закупоривающего материала. Затем в пласте начинается снижение давления, первоначально охватывающее малые, а затем все более обширные области. В результате растет воронка депрессии и во много раз уменьшается градиент давления. Уменьшение градиента давления ведет к уменьшению скорости движения жидкости к забою и, следовательно, к прекращению отмывки загрязнений с поверхностей фильтрации забоя и трещин пласта. Кроме того, при длительном изливе с призабойной зоны пласта снимается избыточное давление и естественные «дышащие» трещины начинают смыкаться, защемляя находящиеся в них закупоривающие материалы. Возможность удаления их из пласта при этом резко снижается.
Проведенные исследования [17] показали, что в тех случаях, когда возможно осуществление излива при поддержании на забое повышенного давления но сравнению с гидростатическим, эффективность его увеличивается. Однако, создавая противодавление на пласт, не следует беспредельно снижать скорость излива, так как при этом из пласта будет извлечено меньшее количество механических частиц.
Очевидно, существует некоторое оптимальное соотношение между противодавлением на пласт и скоростью излива, при которых обеспечивается максимальная эффективность процесса. Такой режим в каждом конкретном случае устанавливается опытным путем в зависимости от коллекторских свойств пласта и пластового давления
Кратковременный излив. В начальный момент излива продукции скважины дебит ее будет высоким, так как забойное давление резко снизится [1]. Поэтому за счет высоких скоростей движения жидкости призабойная зона интенсивно очищается от закупоренного материала. Затем в пласте происходит процесс перераспределения давления. При этом во много раз уменьшится градиент давления, что приведет к уменьшению скорости движения жидкости к забою и, следовательно, к снижению ее очищающей способности. Кроме того, снизится избыточное давление в призабойной зоне, в результате чего открытые трещины смыкаются. Находящийся в них закупоривающий материал защемляется и при установившихся незначительных перепадах давления и низких скоростях движения жидкости не будет выноситься к забою скважины.
С целью уменьшения количества выбрасываемой воды из пласта, сокращения времени и улучшения очистки пор и трещин призабойной зоны разработан способ дренажа призабойной зоны нагнетательных скважин путем кратковременных изливов жидкости. По этому способу скважину несколько раз после прекращения закачки для восстановления забойного давления включают на излив жидкостью на 10-12 мин и отключают на б—7 мин. Практика показывает, что за время остановки забойное давление восстанавливается на 80-90 % от первоначального. При повторном ее включении за счет энергии упругого запаса жидкости и пород пласта вода из призабойной зоны выбрасывается с огромной скоростью. Поэтому в начале каждого цикла поверхность фильтрации призабойной зоны пласта интенсивно очищается от загрязняющего материала. При восстановлении забойного давления за счет упругой энергии жидкости и пород пласта раскрываются трещины в призабойной зоне. После шести-семи циклов скважину в течение 30-60 мин эксплуатируют для выброса из ствола загрязненной воды. Одновременно промывается и водовод. Все операции по обработке одной скважины осуществляются за 2—4 часа, после чего их снова используют под закачку. В процессе дренажа призабойной зоны по описанному способу наблюдается вынос большого количества продуктов коррозии, в основном в виде гидроокиси железа.
Разработка методических подходов к моделированию процесса гидродинамического излива скважин
Способ включает выделение групп низкоприемистых нагнетательных скважин 5 с низкопроницаемой ПЗП и высокоприемистых нагнетательных скважин 4 с высокопроницаемой ПЗП в единой гидродинамической системе 2. При работе КНС 1 через обратный клапан 3 манипулируют задвижками 6 водоводов, выдерживают паузу в течении одних-трех суток при закрытых высокоприемистых и открытых низкоприемистых скважинах, когда закачка ведется только в низкоприемистые скважины (поток I). Создают перепад давления регулировкой выкидной задвижки. Открывают высокоприемистые скважины, создают депрессию в единой гидродинамической системе. Происходит падение давления на устье низкоприемистых скважин и излив жидкости (поток II) из низкопроницаемых коллекторов в высокопроницаемые через высокоприемистые скважины. Осуществляют возврат в первоначальный режим работы КНС. Фиксируют параметры работы станции по величине изменения параметров делается заключение об эффективности очистки. При необходимости работы повторяются.
Особенностью данного способа очистки ПЗП низкоприемистых нагнетательных скважин методом динамического излива является то, что при этом решается проблема утилизации загрязненных вод излива путем закачки их в соседние высокоприемистые или поглощающие скважины.
Были проведены работы по очистке ПЗП ряда скважин на КНС 2, 3, 4, 13, 30 с целью определения эффективности производства работ по повышению приемистости нагнетательных скважин методом излива из малоприемистой скважины в скважину с хорошей приемистостью. Очистка ПЗП малоприемистых скважин проводилась в следующей последовательности.
Подбирался водовод, на котором одновременно находились малоприемистые скважины, и скважины с хорошей приемистостью. Из скважин с хорошей приемистостью отбирались те, которые были ограничены по приемистости с помощью штуцеров или были остановлены. Перед проведением очистки ПЗП замерялись устьевое давление и расход на скважинах водовода. Затем останавливали все скважины на водоводе кроме той, на которой будет проводиться восстановление приемистости. После этого закрывали водовод с блока гребенки и замерялось устьевое давление на очищаемой скважине и устьевое давление на скважине, в которую будет стравливаться жидкость из малоприемистой скважины. Затем, если стоял штуцер на принимающей скважине, он снимался, и открывалась задвижка на этой скважине для начала процесса очистки. Во время очистки ПЗП проводился периодический замер устьевого давления и объема изливающейся жидкости и брался анализ проб на КВЧ и нефтепродукты. В том случае, если излив жидкости был длительным, то скважины оставляли на отлив на ночь. После окончания излива жидкости из малоприемистой скважины все скважины возвращали в первоначальное состояние.
За период с мая по июль 2001г. была проведена очистка ПЗП 20 нагнетательных скважин. На 10 скважинах получен положительный эффект с увеличением коэффициента приемистости, что составляет 50% от общего количества скважин охваченных воздействием. Результаты проведенных работ по восстановлению приемистости низкоприемистых нагнетательных скважин приведены в приложении А.
Анализ материалов и результатов работ, выполненных по восстановлению приемистости низкоприемистых нагнетательных скважин методом излива в 1999-2001 гл\, позволяет сделать вывод о том, что данный метод в ряде случаев весьма эффективен, позволяя увеличить приемистость скважин практически до первоначальной. Однако успешность метода на уровне 50 % не является вполне удовлетворительной.
С целью определения эффективности очистки призабойной зоны пласта (ПЗП) методом динамического излива был проведен натурный эксперимент на группе нагнетательных скважин, эксплуатируемых цехом ППД НГДУ «Альметъевскнефть». Для проведения эксперимента была отобрана группа скважин с разной приемистостью на одном питающем водоводе: низкоприемистая 20857 и высокоприемистые 32433 и 20824. Информация по нагнетательным скважинам приведена в приложении Б (таблица Б. 1).
Проведение экспериментальных работ было решено провести дважды в зависимости от интенсивности излива: — быстрый сброс давления на полностью открытую принимающую скважину (скоростной излив), - излив с контролируемым расходом на приоткрытую принимающую скважину. С целью создания максимально возможной депрессии были остановлены высокоприемистые скважины 32433 и 20824, поток воды направлен полностью в скважину с низкой приемистостью 20857. На скважинах 32433 и 20824 были сняты штуцеры. Первый эксперимент по очистке ПЗП нагнетательной скважины 20856 методом излива был осуществлен 3.06.2003г. Хронология и описание проведенных во время эксперимента работ приведена в таблице Б.2 приложения Б. Второй эксперимент по очистке ПЗП нагнетательной скважины 20856 методом излива был осуществлен 6.06.2003г. Отличительная особенность его от первого эксперимента в том, что излив было решено проводить с регулируемой интенсивностью порядка 4 м3/час. Это позволило бы избежать эффекта «схлопывания пласта» при резком сбросе пластового давления, увеличив соответственно продолжительность излива и его объем. Хронология и описание проведенных работ приведена в таблице Б.З приложения Б. Пробы излива отбирались из специально оборудованного пробоотборника на обвязке устьевой арматуры нагнетательной скважины 20857. Анализы проб на содержание нефти и твердых взвешенных частиц (ТВЧ) проводились по методикам [25 - 28]. Определение размеров частиц производилось в пробе, в которой предварительно отделялась «крупная» фаза в виде пленки нефти с помощью делительной воронки.
Осложнения при эксплуатации малодебитных скважин. Восстановление работоспособности скважинного штангового насоса без извлечения из скважины
В данном разделе рассмотрим вопросы повышения эффективности эксплуатации скважин с малым дебитом по жидкости (МДС) установками скважинных штанговых насосов (УСШН). Задача повышения эффективности эксплуатации МДС имеет два аспекта: увеличение продуктивности таких скважин и повышение эффективности работы насосного оборудования при откачке из них продукции. В соответствии с этим для повышения эффективности эксплуатации МДС предложены и реализованы на практике новые технические решения, направленные на решение указанных задач.
Осложнения при эксплуатации малодебитных скважин. Восстановление работоспособности скважинного штангового насоса без извлечения из скважины
При эксплуатации МДС возникает сложность согласования притока продукции в скважину и производительности УСШН. Снижение пластового давления в результате уменьшения закачки в нагнетательные скважины при регулировании разработки, снижение коэффициента продуктивности из-за загрязнения призабойной зоны и др. может приводить к снижению уровня жидкости до приема насоса и срыва подачи. Рабочая часть цилиндра насоса полностью заполняется выделяющимся из нефти газом и насос перестает засасывать из скважины газожидкостную смесь или пену. При ходе плунжера вниз газ сжимается, а при ходе вверх - расширяется. Давление газа в цилиндре при ходе вверх не становится ниже давления всасывания и приемный клапан не может открыться. На прекращение или снижение добычи нефти из скважины оказывают влияние также следующие причины: отложение парафина в рабочих узлах СШН или колонне НКТ; засорение насоса материалом футеровки НКТ; образование вязкой эмульсии (нефть в воде); утечки в клапанах, в соединениях НКТ, плунжерной паре, некачествен ная подгонка плунжера и т.д. Затраты на проведение подземных ремонтов скважин составляют значительную долю при определении себестоимости добычи нефти. Поэтому предварительная диагностика работоспособности глубинно-насосного оборудования (ГНО), вышедшего из строя, имеет актуальное значение.
В результате анализа часто ремонтируемого фонда скважин, эксплуатируемых штанговыми глубинными насосами в НГДУ "Альметьевнефть" выявлена следующая закономерность [96]. Целый ряд скважин, оборудованных УСШН, удавалось возвращать в эксплуатацию без проведения подземного ремонта, путем промывки глубинно-насосного оборудования и «расхаживания» штангового насоса с помощью подъемного агрегата. Число скважин, возвращенных в эксплуатацию после «расхаживания» насоса, гораздо больше, чем после промывки ГНО. Сам процесс «расхаживания» насоса представляет из себя подъем и опускание штанговой колонны с частотой от 7 до 10 раз в минуту. Также было установлено, что в некоторых малодебитных скважинах происходит как увеличение теоретического дебита, так и значительный рост коэффициента подачи с 0,5 до 0,7, что, вероятно, указывает на уменьшение утечек. На основании этих заключений в 1993 г. в НГДУ был проведен эксперимент по кратковременному увеличению частоты качаний балансира станка-качалки с помощью замены шкива электродвигателя на больший диаметр на скважинах, где явно не определяются по динамометрированию причины отсутствия подачи. Результаты эксперимента подтвердили предположение о возможности возвращения скважин в эксплуатацию из простоя без проведения на них подземного ремонта, если остановка скважины не обусловлена запарафиниванием НКТ. При форсировании режима откачки силовое воздействие на шарик обратного клапана и на посторонние частицы загрязнений, попавших в клапан, возрастает пропорционально квадрату скорости жидкости, проходяшей через сечения клапана, что способствует выносу частиц и очистке клапанного узла. Ниже в таблице 4.1 и на9 рисунке 4.1 представлены основные результаты данного эксперимента, и дина-момеграммы, полученные на скважинах №№ 10862, 3483 и 15789 до и после монтажа шкивов, позволивших увеличить частоту качаний станка-качалки и суточные дебиты скважин.
Динамограмма, снятая 15.07.93 (см. рисунок 4.1 а) - это типовая динамо-грамма насоса, не работающего вследствие попадания мусора или заедания клапанных узлов. Обычно после промывки скважины такие насосы вновь начинают работать. Проанализировав динамические уровни данной скважины, самый низкий из которых был 29.09.92 г. (Ндин = 610 м при давлениях: в за трубном пространстве Р, = 0,01 МПа, забойное давление Рзаб = 9,9 и на приеме насоса Р„р = 5,9 МПа), было принято решение увеличить число качаний балансира с 3,0 до 4,0 мин"1.
Исследование на стендовой скважине влияния различных факторов на коэффициент наполнения насоса
Метод гидродинамического излива использован для очистки призабойной зоны 22 низкопроницаемых скважин в НГДУ «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть». При этом на 12 скважинах достигнуто повышение приемистости. В 2003 году метод гидродинамического излива по усовершенствованной технологии применен для воздействия на призабойную зону скважин №20857 и №21174. Повышение приемистости составило 5-8 раз, что подтверждает высокую эффективность разработанного способа.
СШН с боковым впускным каналом применялись для эксплуатации более 100 МДС в НГДУ «Альметьевнефть», «Нурлатнефть», «Заинскнефть» ОАО «Татнефть». В результате скважины были выведены из часто ремонтируемого или бездействующего фонда, была уменьшена глубина спуска насосов, за счет уменьшения диаметра насоса на ряде скважин достигнуто снижение амплитуды нагрузок на штанги при сохранении или увеличении дебита по жидкости.
Промысловые испытания насосов с боковым каналом подтвердили, что они позволяют: - управлять коэффициентом подачи практически от 0 до 0,7 и при необходимости вести постоянный отбор жидкости в минимальных количествах, устанавливая необходимый режим отбора; - обеспечить устойчивую работу без избыточного давления на приеме, что при необходимости дает возможность эксплуатировать скважины с более низким забойным давлением, чем при применении традиционного насоса; - уменьшить на 200...300 м подвеску насоса с соответствующей экономией штанг и труб; - исключить влияние вредного пространства при нахождении плунжера в нижней мертвой точке, т. к. при этом плунжер доходит до накопившейся в нижней глухой части цилиндра воды; - сократить энергетические затраты за счет подъемной силы газа в НКТ и сокращения глубины подвески насоса; - обеспечить гарантированный слив жидкости из НКТ при ПРС без дополнительных затрат на изготовление сливных устройств и ремонтов скважин по причине их отказов в работе; - производить депрессионное воздействие на пласт в необходимых случаях, регулируя интенсивность воздействия доливом воды в скважину для повышения уровня жидкости; - производить прямую промывку при глушении скважины. Для добычи нефти, учитывая малый дебит скважин и нагрузки на штанги, наиболее оптимальным типоразмером насоса является 25-125 ТНМ-ТА-11-9,2-4 с диаметром плунжера 32 мм. Насосы с диаметром плунжера 44 и 57 мм рекомендуется использовать в основном для кратковременной работы на штангах повышенной прочности с целью интенсифицирующего приток из продуктивного пласта воздействия на призабойную зону депрёссиоиными импульсами. Исходя из изложенного, рекомендуемой областью применения насосов с боковым входным каналом (без всасывающего клапана) являются скважины, работающие при применении традиционных насосов с частыми остановками из-за срыва подачи, длительное время простаивающие в ожидании ПРС или в бездействующем фонде (которые после ПРС зачастую даже не выходят на режим, снова попадая в ПРС как только происходит замещение воды на нефть). Характерные параметры скважин: девон; диаметр насоса 32мм, реже 44; обводненность до 50%; дебит жидкости до 5 м3/сут. Метод восстановления работоспособности скважинных штанговых насосов после проведения в НГДУ «Альметьевнефть» опытных промысловых работ нашел широкое промышленное применение в ОАО «Татнефть». За период с 1993 по 1998 гг. в НГДУ "Альметьевнефть" с использованием данного метода с применением специального универсального шкива [96] в эксплуатацию, без проведения ПРС, было возвращено 44% скважин, простаивающих по причине отсутствия подачи насоса. В первом полугодии 2003 года в ОАО "Татнефть" проведена 941 операция по восстановлению работоспособности СШН методом кратковременного форсирования режима откачки, что позволило отказаться от проведения ПРС на 450 скважинах (48%) и сэкономить значительные средства. Проведённый анализ использования метода восстановления работоспособности СШН методом кратковременного форсирования режима откачки за первое полугодие 2003 года показал, что наиболее успешно данная технология применяется в НГДУ "Елховнефть", "Заинскнефть", где доля возврата скважин в эксплуатацию составляет более 60%. Имеется положительный опыт НГДУ "Нурлатнефть" и "Бавлынефть" в области реализации метода с помощью мобильного частотного регулируемого электропривода (РЭП). В этих НГДУ данный метод применяется как на "засорённых" скважинах для временного увеличения частоты качаний (в качестве альтернативы универсальному шкиву), так и на скважинах, осложнённых формированием высоко вязкой эмульсии, для плавного "расхаживания" штанговой колонны путём уменьшения числа качаний СК. Применение РЭП выявило следующие его преимущества: минимальные трудозатраты и быстрота подключения устройства (около 5-10 мин.); плавный запуск станка-качалки в работу; возможность трёх - пятикратного увеличения числа качаний СК от первоначального (с универсальным шкивом достигается только двухкратное увеличение). В качестве наглядного примера наиболее эффективного использования метода восстановления работоспособности СШН методом кратковременного форсирования режима откачки можно привести опыт ЦДНГ 4 НГДУ "Бавлынефть", где за последние 4 года количество ПРС по причине отказов насоса снизилось более чем в 5 раз, а межремонтный период работы скважин с УСШН составил 971 сутки (в среднем по ОАО "Татнефть" 757 суток). На поздней стадии разработки месторождений эффективность работы скважин, эксплуатирующих трудноизвлекаемые запасы нефти во многом определяется сохранением приемистости нагнетательных скважин при заводнении пластов, повышением продуктивности и применением малозатратных технологий добычи нефти из малодебитных скважин. 1. Разработаны методические подходы к моделированию процесса гидродинамического излива нагнетательных скважин. На основании численного моделирования определены условия возникновения перетоков между нагнетательными скважинами после их остановки и. установлены зависимости параметров процесса излива от характеристик скважины.
