(/)(/)
С Изобретение относитс к способам предупреждени образовани эмульсий в нефт ных скважинах, оборудованных погружными электроцентробежными насосами., Известно, что добыча обводненной нефти сопровождаетс интенсивным перемепшванием .обводненной продукции пласта в рабочих органах центробе: ных колес и образованием высок в зких Эмульсий, Увеличение в зкост жидкости приводит к снижению произ водительности установки, росту потребл емой мощности на привод насоса у давлени нагнетани жидкости в системе сбора нефти. Дл разрушени высокодисперсных эмульсий требуютс большие капитальные вложени в пункты подготовки нефти и эксплуатационные затраты на дорогосто вще реагенты - деэмульгаторы. Известен способ эксплуатации неф т ной скважины, в котором дл преду преждени образовани эмульсий сква жина переводитс на периодическую эксплуатацию с подачей продукции по одному лифту. Во врем остановки водонефт на смесь, поступивша из пласта, в стволе скважины расслаи;ваетс на нефть, воду, и последующее в|слючение насоса приводит к пос ледовательной откачке безводной нефти, а затем пластовой воды. Это исключает интенсивное эмульгирование продукции и в погруженном насосе 1 . Однако частые включени насоса привод т к выходу из стро погружных двигателей в результате больших значений Пусковых нагрузок. В отече венной практике разработки нефт ных месторождений общеизвестна высока аварийность установок именно в период пуска насосов, как новых, так и уже бьшших в эксплуатации. Наиболее близким к предлагаемому вл етс способ эксплуатации нефт н скважины, оборудованной электроцент робежным насосом, включающий период ческую откачку расслоившейс водонефт ной смеси путем перекрыти напорной задвижки насоса С 2. Недостатком известного способа вл етс то, что в период перекрыти напорной линии и прекращени отбора происходит сжатие газа в затрубном пространстве и снижаетс темп посту лени продукции пласта в скважину з счет возникающего противодавлени . 22 В -результате не создаютс услови дл разделени водонефт ной смеси, поступившей из пласта в затрубное пространство, не составл юпрсе компоненты , а суточный дебит скважины сильно уменьшаетс . Цель изобретени - повышение эффективности способа за счет уменьшейи времени работы насоса на холостом ходу. Указанна цель достигаетс тем, что согласно способу эксплуатации нефт ной скважины, оборудованной электроцентробежным насосом, включающему периодическую откачку расслоившейс водонефт ной смеси путем перекрыти напорной зйдвижки насоса, в период перекрыти напорной задвиж-., ки насоса осуществл ют отвод газа из затрубного пространства скважины. После закрыти напорной линии скважины глубинный насос, наход щийс в ней, работает на режиме нулевой подачи. При этом снижаетс потр ебл ема мощность насоса, а давление в полости насосно-компрессорных труб несколько повышаетс . Прекращение отбора продукции из скважины и отбор газа из затрубного пространства привод т к повышению уровн жидкости в затрубном пространстве. Поступающа из пласта обводненна нефть омывает поверхность электродвигател и ох- ; лаждает его. В этот же период происходит расслоение поступающего в затрубное пространство фчюида. По достижении определенного уровн жвдкости (в частности, статического) . в затрубном пространстве открываетс напорна задвижка на устье скважины, и расслоившийс продукт из затрубного пространства последовательно откачиваетс в напорную линию. По мере откачки уровень жидкости в затрубном пространстве понижаетс до исходного положени ,после чего вновь перекрываетс лини . Посто нна работа насоса позвол ет избежать выхода из стро погружного электродвигател . Если при перекрытии напорной задвижки насоса не выпускать газ из затрубного пространства, то за счет его сжати и увеличени противодавлени на пласт темп поступлени жидкости в скважину замедл етс , и наступает такой момент, когда приток жидкости из пласта полностью прекращаетс . 311 Выпуск газа при закрытой напорнЬ задвижке насоса позволит увеличить не только скррость поступлени продукции пласта в скважину, но п ее объем. В, результате этого при одном и том же достигаемом уровне жидкост в затрубном пространстве врем пере крыти напорнойзадвижки или врем холостой работы насоса можно существенно уменьшить. П р и м е р.. В скважину, обводненную на 63% на глубину 930 м спущена злектроцентробежна установка ЭЦН-5-8-1200 производительностью 80 м/сут. При работе в стационарном режиме (без периодической откачки) динамический уровень жидкости в затрубном пространстве располагаетс на глубине 530 м от усть На устье скважины проба эмульгированной нефти обладает высокой в зкостью , достигающей 685 мПа-с. Эмул си стойка и в течение суток практически не расслаиваетс на нефть и воду. т Исследовани скважины показали, что восстановление уровн йадкости в затрубном пространстве до статического при прекращении откачки про исходит в течение 128 мин. В это же врем , если отбирать газ из затрубного пространства, врем восстановлени уровн уменьшаетс до 81 мин.Периодическую откачку жидкости устанавливают последовательно на двух режимах: с отбором и без отбора газа из затрубного пространства скважины. .В первом случае период холостой работы составил 68 мин, во втором - 113 мин. При этом полностью восстанавливать статический уровень жидкости в затрубном пространстве в обоих случа х нецелесообразно в св зи с замедлением скорости притока при достижении уровн жидкости, близкого к статическому. При периодической откачке в обоих случа х пробы-жидкости на устье представл ют собой чередование пр мых и обратных водонефт ных эмульсий, которые при отборе моментально расслаиваютс на компоненты. В пр мых эмульси х содержание нефти в воде колеблетс в пределах 8-15%, а в обратных количество воды в нефти 4-10%. Использование предложенного способа позвол ет предотвратить образование стойких высоков зких эмульсий, а также сократить врем холостой работы насоса и повьюить тем самым надежность его работы.C The invention relates to methods for preventing the formation of emulsions in oil wells equipped with submersible centrifugal pumps. It is known that the production of watered oil is accompanied by intensive mixing of watered formation in the working bodies of the centrifugal wheels and the formation of high viscous emulsions, an increase in fluid viscosity leads to a decrease in the capacity of the installation, an increase in power consumption to drive the pump at the pressure of fluid injection in the oil recovery system. In order to destroy highly dispersed emulsions, large capital investments are required in oil treatment facilities and operating costs for expensive reagents - demulsifiers. A known method of operating an oil well, in which, in order to prevent the formation of emulsions, the well is put into periodic operation with the supply of products through one elevator. During the stop of the water-oil, the mixture coming from the reservoir in the wellbore does not contain oil, water, and the subsequent pumping off leads to successive pumping of anhydrous oil and then produced water. This eliminates intensive emulsification of the product in the immersed pump 1. However, frequent switching on of the pump leads to the failure of submersible motors as a result of large values of the starting load. In the domestic practice of oil field development, the accident rate of installations is well known during the period of commissioning of pumps, both new and already in operation. The closest to the present invention is a method of operating an oil well equipped with an electric centrifugal pump, which includes periodically pumping out the separated oil-water mixture by shutting off the discharge valve C 2. The disadvantage of this method is that compressing the gas in the annulus and reducing the rate of posting of the production of the reservoir into the well due to counter pressure. 22 In the result, no conditions were created for the separation of the water-oil mixture coming from the formation into the annulus did not constitute the junction of the components, and the daily well flow rate was greatly reduced. The purpose of the invention is to increase the efficiency of the method by reducing the time of pump idling. This goal is achieved in that according to the method of operating an oil well equipped with an electric centrifugal pump, which includes periodically pumping out the separated oil-and-water mixture by shutting off the pressure pump, during the shut-off time of the discharge valve, the pump draws gas from the annulus. After the pressure line of the well is closed, the submersible pump in it operates in the zero flow mode. This reduces the power consumption of the pump, and the pressure in the tubing cavity rises slightly. The termination of the product withdrawal from the well and the withdrawal of gas from the annulus lead to an increase in the fluid level in the annulus. The flooded oil coming from the formation washes the surface of the electric motor and oh-; lazy him. In the same period, the separation of the phyuid entering the annulus occurs. Upon reaching a certain level of liquidity (in particular, static). in the annulus, the pressure valve opens at the wellhead, and the stratified product from the annulus is sequentially pumped out into the pressure line. As pumping out, the fluid level in the annulus decreases to the initial position, after which the line again overlaps. Continuously operating the pump avoids the outage of the submersible electric motor. If, while shutting off the pressure valve of the pump, gas is not released from the annulus, then due to its compression and increasing backpressure on the formation, the rate of flow of fluid into the well slows down, and there comes a time when the flow of fluid from the formation completely stops. 311 Release of gas at the closed pressure valve of the pump will allow to increase not only the rate of production flow into the well, but also its volume. B, as a result of this, with the same attainable level of fluid in the annulus, the time to overlap the slide valve or the idle time of the pump can be significantly reduced. EXAMPLE. An electrically centrifugal installation ESP-5-8-1200 with a capacity of 80 m / day was lowered into a well flooded by 63% to a depth of 930 m. When operating in stationary mode (without periodic pumping), the dynamic fluid level in the annulus is located at a depth of 530 m from the mouth. At the wellhead, a sample of emulsified oil has a high viscosity reaching 685 mPa-s. The emule is stable and does not stratify over the course of a day into oil and water. The well studies showed that the restoration of the level of the fluid in the annulus to a static one at the termination of pumping occurs within 128 minutes. At the same time, if the gas is withdrawn from the annular space, the recovery time of the level is reduced to 81 minutes. Periodic pumping of the fluid is established sequentially in two modes: with withdrawal and without withdrawing gas from the annulus of the well. In the first case, the idle period was 68 minutes, in the second - 113 minutes. In this case, it is impractical to completely restore the static fluid level in the annular space in both cases due to the slowing down of the inflow rate when the fluid level is close to the static one. With periodic pumping, in both cases, the sample-liquid at the mouth is an alternation of forward and reverse water-oil emulsions, which, when sampled, instantly stratify into components. In direct emulsions, the oil content in water ranges from 8–15%, and in reverse, the amount of water in oil is 4–10%. Using the proposed method allows to prevent the formation of persistent highly viscous emulsions, as well as to reduce the idle time of the pump and thereby increase the reliability of its operation.