ГОРНОЕ ДЕЛО
УДК 622.276
ДИНАМОМЕТРИРОВАНИЕ ШТАНГОВЫХ УСТАНОВОК ПРИ ОТКАЧКЕ ВЫСОКОВЯЗКОЙ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН ПЕРМО-КАРБОНОВОЙ ЗАЛЕЖИ УСИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Рожкин Михаил Евгеньевич, директор филиала Ухтинского государственного технического университета, кандидат технических наук Филиал Ухтинского государственного технического университета в г. Усинске, г. Усинск, Республика Коми, Россия merozhkin@gmail. com
Своеобразие физико-химических свойств тяжелых нефтей и, прежде всего, их вязкости, сказалось на том, что традиционные технологии разработки залежей и добыче таких нефтей применимы не в полной мере. Тепловые методы получили наибольшее развитие при разработке залежей высоковязких нефтей. Основными технологиями добычи этих нефтей являются циклическая обработка скважин паром, площадное паротепло-вое воздействие и их модификации. Контроль добычи нефти при применении штанговых установок при реализации технически сложных мероприятий прогрева призабойной зоны пласта скважины, является актуальной научной задачей.
Ключевые слова: высоковязкие нефти; скважинный штанговый насос; контроль работы насосных установок; добыча нефти.
DYNAMOMETER CARDS OF SUCKER-ROD ARRAYS AT PUMPDOWN OF HIGH-VISCOSITY PRODUCTION OF HOLES OF RESERVOIR PERMO-KARBONOVOJ OF THE USINSK FIELD
Mikhail Rozhkin, director of branch of Ukhta state technical university, Ph.D. in Technical Science
Branch of Uhtinsky state technical university in Usinsk, Usinsk, Republic Komi, Russia merozhkin@gmail. com
The originality of physical and chemical properties of low-gravity oils and, first of all, their toughness's, has affected that traditional technologies of development of reservoirs and production activity such oil are applicable not to the full. Calorific methods have received the greatest progressing at development of reservoirs of high-viscosity oils. The basic recovery processes of these oil are cyclic treating of holes by steam, the vulgar steam affecting and their updates. Oil production control at application of sucker-rod arrays at realization of technically difficult actions of warm-up of a bottom-hole formation zone of a hole, is an actual scientific problem.
Keywords: high-viscosity oils; the borehole sucker-rod pump; check of work ofpumping plants; oil recovery.
Эффект реализации методов добычи тяжелых нефтей, различные варианты которых интенсивно развиваются во всем мире, во многом зависит от согласованности сценария вытеснения нефти в пласте с возможностями и особенностями эксплуатации скважин. Метод циклической закачки пара предъявляет наиболее серьезные требования к скважинному оборудованию, предполагая экстремальные смены режимов эксплуатации. Соответственно, оптимизация режимных параметров работы скважин в этих условиях, управление процессом эксплуатации - важная составляющая процесса разработки и актуальное научно-технического направление.
C точки зрения контроля работы насосного оборудования, большой интерес вызывают скважины после проведения паро-циклических обработок (ПЦО), из-за изменяющейся температуры откачиваемой жидкости.
Крупнейшим месторождением высоковязкой нефти в России, разрабатываемым с применением механизированных способов эксплуатации скважин, является пермо-карбоновая залежь
Усинского месторождения (Республика Коми). Вязкость нефти в пластовых условиях превышает 700 мПа-с [1]. Залежь разрабатывается как на естественном режиме, так и с применением термических методов повышения нефтеотдачи пластов. Обводненность продукции скважин от 10 до 99 %, дебиты скважин от 5 до 60 т/сут. Перечисленные особенности пермо-карбоновой залежи создают необходимое разнообразие скважинных условий и свойств откачиваемой продукции для изучения и решения поставленных задач.
Установки скважинного штангового насоса (УСШН) позволяет добывать высоковязкую нефть после проведения ПЦО вплоть до снижения температуры откачиваемого флюида до 200 0С. УСШН успешно применяются в зоне паротеплового воздействия (ПТВ) с высокой обводненностью, после проведения ПЦО с целью наиболее интенсивного отбора высоковязкого флюида в период максимально достигнутой температуры в призабойной зоне пласта (ПЗП) и в зоне естественного режима на скважинах с обводненностью выше 85 % [2].
Основными отказами УСШН являются обрывы штанг, связанные с ударными нагрузками вследствие снижения температуры пласта после ПЦО; обрывы штанг, связанные с коррозией штанг, а также коррозия рабочих органов насосов и насосно-компрессорных труб (НКТ).
Применение УСШН контролируется исследованиями на основе динамометрирования.
В период с января 2007 по октябрь 2008 года на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения было проведено 62 ПЦО.
Из 62 скважин пущенных в работу после ПЦО в рассматриваемый период, 28 скважин на 01.01.2009 находились в работе со средней текущей наработкой 126 суток. Основной причиной отказов УСШН является высокая вязкость добываемой продукции, в данную категорию вошли такие отказы, как обрыв, отворот и зависание штаг, произошедшие вследствие остывания пласта и увеличения вязкости добываемой продукции. Средняя наработка на отказ - 138 суток.
Скважина №6111 расположена в зоне ПТВ. За 2005 - 2008 год на скважине №6111 были проведены три ПЦО. Технологические характеристики проведения ПЦО показаны в таблице 1.
Таблица 1
Технологические показатели ПЦО скважины №6111
Участок Начало закачки Конец закачки Дата пуска Время закачки, сут Время пропитки, сут Пар, т
А-19 26.07.05 22.08.05 26.09.05 27,0 35,0 6 844,0
А-19 30.11.06 12.01.07 30.01.07 44,0 18,0 4 183,0
А-19 11.02.08 14.03.08 26.03.08 32,0 12,0 4 500,0
26.03.2008 г. на скважине был произведен пуск в работу УСШН-57. Параметры работы скважины на 01.05.2008 следующие: Qж=25 м3/сут; Qв=25 %; s=2,38 м; п=4,4 1/мин; Нсп=1013 м. Динамограмма нормальной работы представлена на рис. 1.а. Исследования скважины проводились 10.04.2008, динамограмма показана на рис. 1.б. Динамограмма от 03.06.2008 представлена на рис. 1.в.
В период с 26.03.2008 по 10.04.2008, по динамограммам нами сделан вывод о постепенной приработке плунжера к стенкам цилиндра, также уменьшается объем мертвой зоны под-плунжерной зоны. Силы вязкого трения об колонну штанг возрастают с понижением температуры призабойной зоны пласта до критических значений. Такое состояние УСТТТН можно назвать неустойчивым, так как нагрузка на штанги велика, возможен скорый обрыв штанг. 04.06.2008 г. скважина остановлена по причине обрыва штанг с наработкой 70 суток. Динамограмма, диагностирующая обрыв штанг СТТТН показана на рис. 1.г.
Спустя трое суток 07.06.2008 скважина снова пущена в работу УСШН-57 Динамограмма установки сразу после спуска показана на рис. 2.а. После интерпретации динамограммы можно сделать вывод об удовлетворительной работе установки.
В)
3 06.2008 20:31:07 I Месторождение: 1 Куст: Скважина: 6111 _| На 0 0 уровень Ом. де
4.06.2008 14:03:59
Прибор № 707 | Ход: 2,42 Темп: 4,4 Рмин: 3,014 Рмакс: 3,732 Вес штанг внизу:; вверху
Рис. 1. Динамограммы работы УСШН-57 на скважине №6111
Динамограмма насоса при откачке жидкости во время технологической операции показана на рис. 2.б.
Динамограммы на рис. 2.в. и на рис. 2.г. показывают сильное влияние сил трения жидкости на колонну штанг. Вязкость жидкости сильно возросла, что приводит к сильным дополнительным нагрузкам на УСШН при ходе плунжера вниз. Скважина была остановлена по причине зависания штанг с наработкой 43 суток.
Таким образом, на основе динамометрирования, дебита и обводненности пластового флюида можно прогнозировать величину наработки скважины после проведения ПЦО. Высокие значения обводненности и остывание призабойной зоны служат причиной возникновения стойких эмульсий, которые в свою очередь являются причиной технологических неполадок в работе насосного оборудования.
Г)
: 1,642 Рмакс: 3,744 Вес штанг внизу: 2,652; вверху 3,233
Рис. 2. Динамограммы работы УСШН-57 на скважине №6111
24.07.2008 скважина пущена в работу УЭВН-25-1500. Параметры работы скважины на 01.09.2008: Qж=10 м3/сут; Qв=56,7 %; Нсп=1103 м. Текущая наработка на 01.01.2009 составила 161 сутки.
Таким образом, осуществляя непрерывный контроль работы УСШН, можно было предотвратить технологическую аварию на установке скважинного штангового насоса скважины №6111, вовремя подняв УСШН и спустив УЭВН.
Скважина №7112 расположена в зоне естественного режима. В 2007 году на скважине №7112 была проведена одна ПЦО.
В скважину было закачано 6760 т пара за 52 сут, что говорит о достаточно низкой приемистости скважины. Среднее время пропитки скважины, работающей на участке естественного режима значительно больше среднего времени пропитки скважин паром на участках ПТВ. Можно прогнозировать высокую скорость остывания пласта, что скажется на быстроте изменения
вязкости скважинного флюида. Начальная обводненность скважины №7112 после проведения ПЦО составляет более 30 %. 03.04.2008 на скважине запущена в работу УСШН-57. Параметры работы скважины на 01.05.2008 следующие: Qж=36 м3/сут; Qв=41 %; s=2,08 м; п=5,4 1/мин; НСп=996 м.
Практически сразу после спуска насоса в скважину (06.04.2008) было произведено динамометрирование установки показанное на рис. 3.а. На штанги насоса действуют сильные динамические нагрузки, вязкость нефти позволяет штангам двигаться без зависания. По мере остывания нефти, вязкость флюида возрастает, и пики динамических нагрузок сглаживаются все более увеличивающейся вязкостью скважинного флюида, как показано на рис. 3.б. На рис. 3.в. представлена динамограмма, на основе интерпретации которой, можно судить об увеличении динамических нагрузок на штанги. Динамограмма на рис. 3.г. снята через 17 дней после спуска насоса в скважину. Дальнейшее снижение температуры призабойной зоны пласта еще больше стимулирует увеличение вязкости флюида. Нагрузки при ходе плунжера вверх достигают критических значений. Спустя 40 суток после запуска насоса скважина была остановлена по причине зависания штанг.
19.05.2008 скважина запущена в работу УЭВН-25-1500. Параметры работы скважины на 01.07.2008 следующие: Qж=21 м3/сут;
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.