T TAT N Е FT
ЧЙШИк
УДК 622.276.53.054.22 © Коллектив авторов, 2015
J А
Метод восстановления работоспособности глубиннонасосного оборудования в скважинах с интенсивным поглощением промывочной жидкости продуктивным пластом
Т^ОпЕТ
НГДУ "ЛЕНИНОГОРСКНЕтТЪ"
Ю.Н. Легаев, И.С. Ванюрихин, Д.В. Пищаев,
Р.Р. Галимов (НГДУ «Лениногорскнефть), К.В. Валовский, д.т.н. (ТатНИПИнефть)
Адрес для связи: RadikGR@rambler.ru
Ключевые слова: засорение насоса, промывка, гидрофобная эмульсия, поглощение, продуктивный пласт.
Method to restore normal operation of downhole pumps in lost-circulation wells
Yu.N. Legaev, I.S. Vanyurikhin, D.V Pischaev, R.R. Galimov (Oil and Gas Production Department Leninogorskneft, RF, Leninogorsk),
K.V. Valovsky (TatNIPIneft, RF, Bugulma) E-mail: RadikGR@rambler.ru
Key words: pump clogging, washing, hydrophobic emulsion, loss of circulation, net pay.
Effective washing of downhole sucker-rod pumps with clogged valves is very challenging, if ever possible, in lost-circulation wells. Workover operations to restore valves' normal operations have to be performed, as a rule. The paper presents a method to restore a clogged downhole pump operation without well intervention.
Эффективность процесса добычи во многом зависит от стабильной работы глубиннонасосного оборудования (ГНО). В процессе эксплуатации насосных установок нередко происходят снижение или прекращение подачи из-за засорения насоса «плавающим» парафином, образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в насосе, стойких высоковязких нефтяных эмульсий (ВНЭ) и др. Кратковременное форсирование откачки (с применением частотного регулируемого электронного преобразователя (ЧРЭП), универсального шкива), промывки с применением растворителей, моющих веществ или деэмульгаторов являются достаточно эффективными методами восстановления работоспособности ГНО. Они дают возможность восстановить работоспособность установки скважинного штангового насоса (УСШН) без проведения текущего ремонта. С целью повышения эффективности данных работ в основном рекомендуется применение ЧРЭП или универсального шкива в комбинации с обратной промывкой. При образовании АСПО в ГНО или стойких ВНЭ восстановить работоспособность УСШН можно лишь промывкой скважины.
Существует категория скважин, в которых происходит поглощение промывочной жидкости продуктивным пластом. Вследствие этого в таких скважинах невозможно провести эффективную промывку для восстановления работоспособности глубинного насоса при его засорении, что обусловливает необходимость проведения ремонта скважины и соответственно существенное увеличение затрат.
Поглощение промывочной жидкости в скважинах зависит от многих свойств пласта, таких как проницаемость, пористость, трещиноватость, пластовое давление и др. При превышении пластового давления во время промывки скважинная жидкость, преодолевая местные гидравлические сопротивления, проникает в поры, каналы и трещины пород продуктивного коллектора, т.е. происходит поглощение скважинной жидкости продуктивным пластом. Интенсивность поглощения при возникновении ре-
54 07'2015 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
прессии на проницаемый коллектор может изменяться в широких пределах - от незначительного до полного поглощения всей закачиваемой в скважину жидкости. Точных критериев для выделения зон поглощения по результатам геофизических исследований скважин (ГИС) в настоящее время не существует. По данным ГИС могут быть выделены лишь высокопроницаемые участки, в пределах которых возможны зоны поглощения [1].
Полезная работа промывочной жидкости по удалению загрязнений ГНО определяется скоростью струи потока и долей поглощения жидкости пластом. Чем меньше эта скорость и больше доля поглощения, тем ниже эффективность промывки. Однако определить, когда доля поглощения становится критичной и скорость оставшегося потока не дает положительного эффекта по удалению загрязнений, практически невозможно. Имеются лишь методы, которые позволяют теоретически рассчитать минимальную скорость потока жидкости для выноса частиц определенного размера из скважины.
В среднем для условий разработки Ромашкинского месторождения промывка скважины проводится насосом подачей 280 м3/сут при давлении на выкидной линии агрегата 4,0 МПа. Кинетическая энергия потока жидкости снижается в 2 раза при поглощении пластом всего 30 % промывочной жидкости при коэффициенте продуктивности порядка 20 м3/(сут-МПа). В НГДУ «Лениногорскнефть» около 276 скважин имеют коэффициент продуктивности более 20 м3/(сут-МПа), что составляет 7,6 % действующего эксплуатационного фонда скважин НГДУ. Следовательно, при промывках в данных скважинах вероятнее всего будет происходить поглощение промывочной жидкости продуктивным пластом, что приведет к значительному снижению эффективности промывки ГНО. В таких скважинах предлагается проводить промывку по следующей методике.
1. По межтрубному пространству закачать в скважину гидрофобный эмульсинный раствор (ГЭР) в объеме
1-4 м3 в зависимости от поглощающей способности пласта.
2. Продавить ГЭР промывочной жидкостью до пласта. После частичной продавки из-за повышенной вязкости ГЭР поглощающая способность пласта снижается, и начинается циркуляция промывочной жидкости через насос.
3. После возникновения циркуляции провести промывку ГНО промывочной жидкостью. С целью повышения эффективности работ по восстановлению работоспособности скважинного насоса при его засорении рекомендуется проводить промывку в комбинации с применением ЧРЭП или универсального шкива.
4. В случае восстановления подачи освоить скважину до выхода на прежний режим.
ГЭР представляет собой гидрофобную эмульсию различных составов на нефтяной и нефтедистиллятной основах с регулируемой плотностью от 920 до 1320 кг/м3 и вязкостью от 50 до 650 мПа-с. Используется в основном в качестве жидкости глушения в скважинах, эксплуатирующих карбонатные и девонские отложения с высокой приемистостью и трещиноватостью, а также в скважинах, эксплуатирующих карбонатные отложения с относительно низкими пластовыми давлениями [2].
Для проведения работ по описанной методике рекомендуется применение ГЭР плотностью 1000-1070 кг/м3 и вязкостью 100-200 мПа-с. Данными свойствами обладает ГЭР, приготовленный по следующей рецептуре: нефть -37-38 %, пластовая девонская вода - 60 %, эмульгатор «Ялан» - 2-3 %.
Необходимый объем ГЭР для промывки насоса по данной методике рассчитывается по формуле
л-Di
4
'(перф + h')>
(1)
где Dэкс - диаметр эксплуатационной колонны, м; йперф - толщина вскрытой части продуктивного пласта, м; к' - высота столба ГЭР в скважине, компенсирующая его размыв в процессе продавки промывочной жидкостью до пласта. Значение к выбирается из условия
50 + 150м <h
я • D2
._э
' 4
L ф - L
перф приема
(2)
где !перф, ¿приема - глубина соответственно верхней зоны перфорации и приема насоса, м.
Выполнение максимального граничного условия обязательно при проведении промывки в скважинах, эксплуатируемых насосами с диаметром плунжера менее 44 мм. Это исключает попадание высоковязкого ГЭР в насос. В качестве промывочной жидкости рекомендуется использование пресной или слабоминерализованной воды. В данном случае в стволе скважины будет образовываться многофазная система с последовательно убывающей плотностью фаз от забоя к устью: пластовая жидкость - ГЭР - пресная вода (см. рисунок).
Проведение работ по описанной методике, во-первых, создает более благоприятные условия для равномерного продавливания ГЭР промывочной жидкостью. Во-вторых, даже при прекращении циркуляции промывочной жидкости не будет происходить «всплывания» ГЭР, что повышает эффективность его применения. В зимний период при промывке насоса по данной методике возможно использова-
Схема промывки предлагаемым способом
нии в качестве промывочной жидкости минерализованных вод (пластовых, сточных) плотностью более 1,1 г/см3. Однако в данном случае следует проводить весь процесс промывки за один этап, максимально сокращая время остановки циркуляции [2].
Данный способ прост в применении и показал высокую эффективность с точки зрения восстановления работоспособности глубинного насоса при его засорении в скважинах с интенсивным поглощением промывочной жидкости. Как уже отмечалось, в НГДУ «Лениногорскнефть» около 7,6 % действующего эксплуатационного фонда скважин относится к категории «поглощающих». При промывках указанных скважин по традиционной технологии циркуляция промывочной жидкости была слабая или отсутствовала, что требовало проведения ремонта скважин. Использование предложенной технологии промывок с применением ГЭР позволило кратно повысить их эффективность. Всего за последние 4 года в НГДУ с использованием данного метода была проведена промывка в 53 скважинах, успешность по которым составила около 57 %. Суммарный экономический эффект от применения данного метода превысил 7,5 млн. руб.
Список литературы
1. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации: справочное пособие: в 6 т. - Т. 2. - М. : Недра-Бизнес-центр, 2000. - С. 24.
2. Пат. №2495231 РФ, МПК Е 21 В 37/00. Способ промывки скважин с поглощающими пластами / И.С. Ванюрихин, В.С. Воронков, Д.В. Пищаев, Ю.Н. Легаев, Р.Р. Галимов; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2012111072/03 ; заявл. 22.03.12 ; опубл. 10.10.13.
References
1. Basarygin Yu.M., Budnikov V.F., Bulatov A.I., Teoriya i praktika preduprezh-deniya oslozhneniy i remonta skvazhin pri ikh stroitel'stve i ekspluatatsii (Theory and practice of preventing the complications and well workover during their construction and operation), Part 2, Moscow: Nedra-Biznestsentr Publ., 2000.
2. Patent no. 2495231 RF, MPK E 21 V 37/00, Flushing method for wells with lost-circulation formation, Inventors: Vanyurikhin I.S., Voronkov V.S., Pishchaev D.V., Legaev Yu.N., Galimov R.R.
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
07'2015 55
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.