СКВАЖИННОЕ УСТРОЙСТВО ДЛЯ ГЕНЕРИРОВАНИЯ И ПЕРЕДАЧИ УПРУГИХ КОЛЕБАНИЙ В ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ
DOWNHOLE DEVICE FOR GENERATION AND TRANSFER OF FLEXURE OSCILLATIONS TO PRODUCTIVE STRATUM

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов при их эксплуатации скважинными глубинно-насосными установками.
Известен способ эксплуатации скважин штанговым глубинным насосом с хвостовиком, то есть с дополнительной колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), устанавливаемых под насосом с целью улучшения условий движения водонефтяной смеси к насосу. При этом хвостовик может быть установлен как в подвешенном состоянии, так и с упором на забой. В последнем случае хвостовик обеспечивает также разгрузку колонны НКТ от избыточных напряжений (а.с. №1585502, кл. E21B 43/00, опубл. 15.08.1990).
в
Известно устройство для волнового воздействия на залежь (патент РФ №2133816, МПК E21B 28/00, E21B 43/25, опубл. 27.07.1999), включающее поршень и центратор для размещения их внутри эксплуатационной колонны скважины, установленные с возможностью возвратно-поступательного перемещения вдоль продольной оси эксплуатационной колонны скважины посредством привода, установленного на дневной поверхности. Поршень выполнен, по меньшей мере, из двух круглых элементов, установленных на боковой поверхности стержня в поперечных плоскостях относительно продольной оси эксплуатационной колонны с продольным зазором 1 между ними и с радиальным зазором σ поперечной плоскости между краем круглого элемента и внутренней поверхностью эксплуатационной колонны скважины, при этом толщина круглого элемента δ, величина 1 продольного зазора, величина радиального зазора σ выбраны удовлетворяющими условиям 0,1<1/D<100, 0,005<δ/D<1; σ/D<0,3, где D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны.
При работе штангового глубинного насоса возвратно-поступательное движение плунжера насоса вызывает развитие переменных динамических нагрузок в лифтовой колонне НКТ. Хвостовик с упором передает окружающей среде эти динамические нагрузки и таким образом инициирует распространение низкочастотных упругих колебаний в породе продуктивного пласта.
Волновое воздействие на продуктивные пласты обусловливает снижение обводненности добываемой продукции и повышение нефтеотдачи пластов. В частности, волновое (или динамическое) воздействие на призабойную зону продуктивного пласта способствует очистке порового пространства, внутренней поверхности обсадных труб и перфорационных каналов от механических осадков, отложений солей, асфальто-смолисто-парафиновых отложений, а также приводит к релаксации избыточных напряжений в породе, снижает эффективную вязкость пластовых флюидов и т.д.
Вместе с тем эффективность передачи в продуктивный пласт упругих колебаний, возбуждаемых работой глубинно-насосной установки и передаваемых через упор хвостовика в породу продуктивного пласта, низка из-за квазивертикальной (параллельно оси скважины) направленности вектора силы, приложенной к забою скважины, удаленного от продуктивного пласта на глубину зумпфа скважины.
x
Наиболее близким к предлагаемому является устройство для эксплуатации скважины глубинным насосом с хвостовиком (патент РФ №2124119, МПК E21B 43/00, F04D 13/10, F04B 47/00, опубл. 27.12.1998), содержащее колонну насосно-компрессорных труб и опору в составе этой колонны. Хвостовик снабжен фильтром и выполнен в виде опорной колонны труб длиной (1 м), равной расстоянию от приема насоса до пород в зумпфе скважины, и сечением по металлу (S(l), мм), возрастающим с глубиной по закону:
<mrow><mi>s</mi><mo stretchy="false">(</mo><munder><mrow><msub><mi>l</mi><mi>x</mi></msub><mo stretchy="false">)</mo></mrow><mrow /></munder><mo>=</mo><msub><mi>s</mi><mi>o</mi></msub><msup><mi>l</mi><mrow><mi>α</mi><msub><mn>1</mn><mi>x</mi></msub></mrow></msup><mo>,</mo></mrow>
0
где S - сечение в начале хвостовика под приемом насоса, мм;
x
x
0
α - показатель скорости изменения сечения хвостовика с глубиной, (a=l/l-ln(S(l)/S);
x
l - текущая длина хвостовика, м,
n
при этом хвостовик выполнен с возможностью нагружения его весом колонны насосно-компрессорных труб до получения давления на породы в зумпфе (F, Н), определяемого из выражения
n
к
x
пл
F=(P±ΔP)/S(l)=(1,2-2)P,
где Р - вес всей колонны насосно-компрессорных труб с хвостовиком, кг;
ΔР - дополнительная сила поджатия или подтягивания колонны насосно-компрессорных труб на устье, Н;
пл
Р - пластовое давление жидкости, МПа.
В данном изобретении для изменения поля напряжений в окружающем скважину массиве пород площадь сечения труб хвостовика, опирающегося на породу в зумпфе скважины, возрастает по экспоненциальному закону при приближении к забою скважины. Практически увеличение площади сечения хвостовика обеспечивается его ступенчатой компоновкой, то есть компоновкой из секций труб нефтяного сортамента различного диаметра с ростом диаметра секций и, соответственно, увеличением их жесткости на изгиб при приближении к забою скважины.
Недостатком известных устройств является то, что при низкочастотных упругих колебаниях, когда длина возбуждаемых волн значительно превышает характерные размеры хвостовика (в данном случае длину составляющих его секций труб), передача породе в зумпфе скважины упругих напряжений через такой хвостовик происходит в квазистационарном режиме, то есть практически без их усиления. Действительно, при работе глубинно-насосной установки продолжительность фазы динамической нагрузки (разгрузки) лифтовой колонны НКТ измеряется величинами порядка 0,5 с, и при скорости звука в металле ~5100 м/с характерная длина возбуждаемой упругой волны будет равна примерно 2500-3000 м, что почти на порядок превышает реальные размеры хвостовиков. Это означает, что в действительности эффект динамического усиления упругих импульсов при их прохождении через хвостовик с нарастающим по экспоненте сечением труб хвостовика практически не будет проявляться и, по существу, такой хвостовик будет передавать нагрузку на породу в зумпфе скважины в квазистационарном режиме, т.е. аналогично однородному по длине хвостовику. Кроме того, такая конструкция хвостовика в устройстве обладает дополнительным недостатком, заключающимся в крайне неоптимальной направленности вектора динамических нагрузок и в удаленности от продуктивного пласта точки приложения этих нагрузок. Также к недостатку известного устройства можно отнести то, что непременное для выполнения условие опоры хвостовика на породу в зумпфе скважины существенно ограничивает области применения устройства, а именно: устройство не может быть использовано в обсаженных и зацементированных скважинах, поскольку в таких скважинах не может быть открытого доступа к горной породе из-за искусственного забоя, который представляет собой стоп-кольцо с посаженной в нем разделительной пробкой.
Технической задачей, решаемой предлагаемым изобретением, является повышение эффективности эксплуатации добывающих скважин за счет оптимизации генерирования волнового воздействия с использованием веса глубинно-насосной установки и передачи упругих колебаний в интервал продуктивного пласта.
Техническая задача решается скважинным устройством для генерирования и передачи упругих колебаний в интервал продуктивного пласта, включающим штанговую глубинно-насосную установку и хвостовик из труб с упором ниже продуктивного интервала.
Новым является то, что часть хвостовика, перекрывающая продуктивный интервал, скомпонована из упругих элементов с жесткостью на изгиб, меньшей жесткости на изгиб вышерасположенных труб.
Новым является также то, что упругий элемент выполнен в виде одной или нескольких колонн насосных штанг с одинаковой или различной жесткостью на изгиб.
Новым является также то, что в составе верхней трубной части хвостовика установлен полый поршень с наружным диаметром, превышающим диаметр трубной части хвостовика.
Сущность изобретения заключается в том, что при потере устойчивости хвостовика из-за действия сжимающих продольных нагрузок за счет веса глубинно-насосной установки его нижняя часть принимает форму винтовой спирали с переменным шагом. При работе глубинно-насосной установки величина усилия прижатия витков спиралевидной части хвостовика, например, к внутренней поверхности эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта периодически изменяется в определенных пределах, что обусловливает генерирование и передачу динамических напряжений непосредственно в продуктивный пласт.
Часть хвостовика, скомпонованная из одной или нескольких колонн насосных штанг с возможностью перекрытия продуктивного интервала, оптимальным образом обеспечивает как высокую интенсивность динамических напряжений, передаваемых в продуктивный пласт, так и большую площадь динамического воздействия на обсадные трубы эксплуатационной колонны.
Величина статической нагрузки на забой скважины или специально установленную опору с жесткой связью с обсадными трубами, обусловленная весом глубинно-насосной установки, должна превышать амплитуду динамических нагрузок, распространяющихся по хвостовику при работе глубинно-насосной установки, для предотвращения отрыва нижнего конца хвостовика в зоне упора под действием развивающихся в нем динамических нагрузок.
В составе верхней трубной части хвостовика предусмотрен полый поршень с наружным диаметром, превышающим диаметр трубной части хвостовика, для увеличения интенсивности импульсов гидродинамического давления в скважинной жидкости.
На фиг.1 изображено устройство с одноколонным исполнением части хвостовика, перекрывающей продуктивный интервал.
На фиг.2 изображено устройство с двухколонным исполнением части хвостовика, перекрывающей продуктивный интервал.
Устройство включает штанговую глубинно-насосную установку 1 (фиг.1 и 2), состоящую из штангового насоса 2 и лифтовой колонны НКТ 3, и хвостовик 4 из труб с упором 5 (на забой или якорь - на фиг.1 и 2 не показано) ниже продуктивного интервала 6. Часть хвостовика 4, перекрывающая продуктивный интервал 6, скомпонована из упругих элементов 7. Выше места соединения 8 упругих элементов 7 с вышерасположенными трубами 4 в теле его верхней трубчатой части выполнены сквозные отверстия 9 для тока пластовой жидкости к приему 10 штангового насоса 2. Упругие элементы 7 (например, трубы меньшего диаметра или штанги) выполняются в виде одной колонны 7 (фиг.1) или нескольких 11 и 12 (фиг.2) с жесткостью на изгиб, меньшей жесткости на изгиб вышерасположенных и нижерасположенных труб 4 (фиг.1 и 2).
Выше сквозных отверстий 9 для тока пластовой жидкости к приему 10 штангового насоса 2 в составе верхней трубной части хвостовика 4 может быть полый поршень 13 (фиг.2, на фиг.1 не показан) с наружным диаметром, превышающим диаметр трубной части хвостовика 4.
Упругие элементы 7 (фиг.1) и упругие элементы 11 и 12 (фиг.2) выполнены с возможностью принятия формы однозаходной (фиг.1) или многозаходной (фиг.2) винтовой спирали с переменным шагом при взаимодействии со стенкой скважины (на фиг.1 и 2 не показано) или обсадной колонной 14 под нагрузкой.
Работает устройство следующим образом. Устройство (фиг.1) спускают в скважину и на упоре 5 ниже продуктивного интервала 6 разгружают на заранее заданную величину.
Предварительно определяют величины боковых напряжений, передаваемых в продуктивный пласт упругим элементом 7, прижатым к обсадной трубе 14 или стенке скважины под действием продольной нагрузки.
Для инженерных расчетов упругих деформаций колонны НКТ или колонны штанг упругих элементов 7 используют следующую зависимость угла θ, образованного вертикалью и касательной к упругой оси деформированного в виде спирали стержня в точке, находящейся на расстоянии z от забоя скважины:
2
2
Sinθ=T(z)·R/2·E·J,
сж
ж
сж
ж
где T(z)=Т-q·z, где Т - нагрузка на забой скважины, обусловленная весом глубинно-насосной установки (Н), q - вес единицы длины колонны в скважинной жидкости (Н), z - вертикальная координата, отсчитываемая вверх от забоя скважины (м), R - радиус спирали (м);
11
2
6
2
Е - модуль Юнга материала колонны, для стали Е=2,2·10 Н/м(2,2-10кг/см);
4
4
4
4
внш
внтр
внш
внтр
J - момент инерции (м) поперечного сечения колонны (J=πr/4 для штанг радиуса r, J=π(r -r )/4 - для НКТ с r - внешним и r - внутренним радиусом, EJ - жесткость колонны на изгиб).
ед
k
Силу прижатия Р (Н/м) упругого стержня под действием продольной сжимающей силы Т (Н) к поверхности с радиусом кривизны R (м), приходящуюся на единицу длины линии контакта, выражают формулой:
ед
k
Р=T/R,
k
а кривизну k=1/R винтовой линии определяют формулой (Погорелов А.В. Дифференциальная геометрия. - М: Наука, 1974. - 176 с):
2
k=Sinθ/R,
где R - радиус винтовой линии (м).
ед
Для расчета силы прижатия Р используют формулу:
<mrow><msub><mtext>P</mtext><mrow><mtext>ед</mtext></mrow></msub><mo>=</mo><msup><mrow><mtext>T(z)</mtext></mrow><mtext>2</mtext></msup><mo>⋅</mo><mtext>R/2</mtext><mo>⋅</mo><mtext>E</mtext><mo>⋅</mo><mtext>J</mtext><mtext>. </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext>(1)</mtext></mrow>
Шаг L (м) витка винтовой линии при этом определяют выражением:
<mrow><mi>L</mi><mn>2</mn><mo>=</mo><mtext>8</mtext><msup><mi>π</mi><mtext>2</mtext></msup><mo>⋅</mo><mtext>E</mtext><mo>⋅</mo><mtext>J/T</mtext><mtext>. </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext>(2)</mtext></mrow>
2
6
2
4
где E - модуль Юнга материала колонны, для стали Е=2,2·10 мН/м(2,2·10 кг/см); J - момент инерции (м) поперечного сечения колонны, Т - продольная сжимающая нагрузка (Н), π=3,14159.
Для случая упругого стержня, представленного колонной труб или насосных штанг (Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. - М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. - 816 с), эффективный радиус винтовой линии упругих элементов 7 определяют выражением:
R=(D-d)/2,
где D - внутренний диаметр обсадных труб или диаметр ствола необсаженной скважины (м),
d - диаметр штанг или внешний диаметр НКТ (м).
Формула (1) является основной формулой для расчета боковых напряжений, передаваемых в продуктивный пласт 6 деформированным хвостовиком 7, прижатым к обсадной трубе под действием продольной нагрузки.
Расчет перепада давления на приеме насоса 10, который вызывает периодическую нагрузку НКТ 3, ведут с учетом глубины забоя скважины и продуктивного пласта 6, глубины установки насоса 2 заданного диаметра, глубины динамического уровня жидкости (не показано), давления газа в межтрубном пространстве, плотности воды и плотности нефти, а также их объемного содержания в продуцируемой скважиной смеси.
В зависимости от цели воздействия (призабойная зона продуктивного пласта или протяженный участок продуктивного пласта) и принципа передачи максимальной энергии упругих колебаний в породу продуктивного пласта определяют конструктивные характеристики упругих элементов 7, перекрывающих продуктивный интервал 6, и, соответственно, всего хвостовика 4 в целом.
Для защиты насоса 2 от поперечных колебаний целесообразно установить центраторы выше и ниже насоса 2 (на фиг.1 и 2 не показаны). Если насос 2 защитить от поперечных деформаций двумя центраторами, установленными выше и ниже насоса 2, то величину статической нагрузки на забой скважины можно сделать очень высокой - максимально она может быть равна весу всей колонны НКТ 3 от забоя до устья (с поправкой на выталкивающую силу в жидкости).
Величины силы прижатия упругих элементов 7, перекрывающих продуктивный интервал 6 и скомпонованных из НКТ или насосных штанг, под действием продольной нагрузки, равной, например, 40 кН, при внутреннем диаметре эксплуатационной колонны 14, равном, например, 130 мм, приведены в таблице.
Таблица
Диаметр (толщина стенки), мм
Величина силы прижатия, Н/м
НКТ
60,3 (5,0)
378
73,0 (5,5)
155
73,0 (7,0)
130
Насосные штанги
16,0
64770
19,0
31530
22,0
17070
25,0
9940
28,0
6140
Величина силы прижатия упругих элементов 7, перекрывающих продуктивный интервал 6 и скомпонованных из насосных штанг, в десятки раз превышает соответствующие величины для компоновок из стандартных НКТ, что делает вариант компоновок из штанг наиболее предпочтительным для воздействия на продуктивный пласт 6.
Очевидно, что с целью увеличения площади воздействия на эксплуатационную колонну или стенки необсаженной скважины целесообразно упругие элементы 7, перекрывающие продуктивный интервал 6, компоновать из нескольких, как минимум двух, 11 и 12 (фиг.2) штанговых колонн одинаковой или различной жесткости на изгиб как по длине штанговых колонн, так и по их поперечному сечению. Для повышения прочности колонны целесообразно дополнительно укрепить сваркой зоны резьбовых соединений штанг 11 и 12, а в зоне соединения штанг с выше- и нижерасположенными трубами НКТ 4 установить переводной элемент (на фиг.1 и 2 не показан) с промежуточным значением жесткости на изгиб.
При наложении динамических нагрузок, развивающихся при работе насоса 2 (фиг.1 и 2), на статическую нагрузку, обусловленную весом глубинно-насосной установки, будет изменяться длина витков линии контакта упругих элементов 7 с поверхностью обсадных труб 14 (стенок необсаженной скважины), то есть эта линия будет периодически перемещаться по поверхности труб 14 или стенок скважины. По существу, линия контакта будет являться подвижным источником упругих импульсов напряжений, передаваемых непосредственно в продуктивный пласт при работе штангового насоса.
Кроме того, периодическое перемещение этой линии по поверхности обсадных труб 14 или стенок скважины будет способствовать их очистке, а также очистке перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне 14 от откладывающихся на них осадков. Отметим, что при этом площадь динамического воздействия на обсадные трубы 14 или стенки скважины не локализована на малом участке, а распределена по всему продуктивному интервалу 6, что способствует более щадящему режиму воздействия, например, на цементный камень или стенки породы.
Размер зоны перекрытия продуктивного интервала 6 упругими элементами 7 должен определяться в соответствии с целями волнового воздействия на пласт. Для достижения площадного эффекта волнового воздействия следует увеличить размер зоны перекрытия до 50-100 м над уровнем кровли продуктивного пласта 6 и под его подошвой, а для обработки призабойной зоны продуктивного пласта 6 целесообразно уменьшить величину перекрытия от нуля до нескольких первых метров, увеличив тем самым амплитуду динамического воздействия именно на призабойную зону продуктивного пласта 6.
Размер зоны перекрытия должен выбираться в каждом конкретном случае. Во-первых, с учетом размеров области наведенных напряжений в массиве пород вокруг скважины, вызванных изменением пластового давления в процессе разработки залежи, поскольку упругая энергия этой области является существенным фактором, обусловливающим эффективность дальнего волнового воздействия на продуктивный пласт (Свалов A.M. Механика процессов бурения и нефтегазодобычи. - М.: Книжный дом «Либроком», 2009. - 256 с). Для количественной оценки размеров этой области наиболее естественно принять размер воронки депрессии, то есть зоны пониженного давления, образующейся вокруг действующей добывающей скважины, эффективный радиус которой может быть оценен величиной порядка 50-100 м. Во-вторых, необходимо учитывать, что в зоне перекрытия из-за сильного прижатия упругих элементов 7 к стенкам эксплуатационной колонны за счет действия сил трения происходит уменьшение амплитуды импульсов упругих напряжений, доходящих по обсадной колонне 14 до продуктивного пласта 6.
При работе глубинно-насосной установки динамические напряжения, распространяющиеся по хвостовику 4, будут накладываться на стационарную нагрузку, обусловленную весом глубинно-насосной установки. Для предотвращения периодического отрыва хвостовика 4 в зоне упора 5 необходимо величину стационарной нагрузки на забой или якорь выбирать исходя из условия отсутствия отрыва, то есть из условия, согласно которому стационарная нагрузка в зоне упора 5 должна превышать максимальный диапазон динамических нагрузок, распространяющихся по хвостовику 4. Максимальный диапазон динамических напряжений в колонне определяется весом жидкости, поднимаемой насосом до устья скважины, то есть может быть определен с учетом диаметра плунжера насоса 2 и глубины его установки и погружения под уровень жидкости в скважине.
Для увеличения интенсивности импульсов гидродинамического давления в составе вышерасположенных труб хвостовика 4 - его трубной части предусмотрен полый поршень 13 (фиг.2) с наружным диаметром, превышающим диаметр трубной части хвостовика 4. Полый поршень 13, жестко связанный с приемом 10 насоса 2 посредством труб хвостовика 4, совершает возвратно-поступательное движение в скважинной жидкости синхронно с реверсивным движением приема 10 насоса 2, что генерирует колебательный процесс частиц жидкости в скважине и, соответственно, в призабойной зоне продуктивного пласта 6.
Целесообразно сквозные отверстия 9 для притока скважинной жидкости к приему 10 насоса 2 выполнять в части хвостовика из труб непосредственно над упругими элементами 7 с пониженной жесткостью на изгиб. Это будет способствовать лучшему удалению воды из ствола скважины, а также возбуждению дополнительных колебаний гидродинамического давления в скважинной жидкости.
Пример конкретного применения устройства.
Устройство применено в длительно работающей скважине, обсаженной 146 мм эксплуатационной колонной 14 с толщиной стенки 8 мм. Продуктивный пласт 6 вторично вскрыт путем перфорации в интервале 1600-1605 м, глубина искусственного забоя составляет 1620 м.
2
Глубина установки насоса 2 диаметром 38 мм (площадь плунжера 11,34 см) - 1200 м. Динамический уровень жидкости превышает на 200 м высоту установки глубинного насоса 2, давление газа в межтрубном пространстве - 8 атм (0,8 МПа).
3
3
Плотность воды равна 1,01 г/см, а плотность нефти - 0,8 г/см. Поднимаемая по лифтовой колонне НКТ 3 продуцируемая смесь состоит поровну из воды и нефти, при этом удельный вес этой смеси составляет 0,9 см.
Давление на насосе 2 сверху, обусловленное весом поднимаемой смеси, составляет 108 атм (10,8 МПа). Давление снизу - 20 атм (2,0 МПа) - равно разности давления нефти (и газа) в межтрубном пространстве и давления, обусловленного весом поднимаемой жидкости в хвостовике 4 до приема 10 насоса 2.
2
Таким образом, величина перепада давления, равная 88 атм (8,8 МПа), умноженная на величину площади плунжера 11,34 см, дает значение силы, равной 10 кН (1 т), вызывающей дополнительное периодическое растяжение-сжатие хвостовика 4.
Условие, при котором может происходить отрыв хвостовика 4 от упора 5 в скважине при развитии волнового процесса в хвостовике 4 -статическая нагрузка меньше одной тонны. Таким образом, статическую нагрузку на забой или якорь при заданных условиях на плунжере насоса 4 необходимо выбирать не меньше одной тонны.
Ставим задачу волнового воздействия с целью активизации процессов в призабойной зоне продуктивного пласта 6. Считаем, что статическая нагрузка на хвостовик 4, обусловленная весом глубинно-насосной установки, на уровне продуктивного интервала равна 40 кН, и просчитываем несколько примеров конструкции хвостовика.
Пример 1.
Хвостовик состоит в основном из труб диаметром 73 мм с толщиной стенки 5,5 мм. На уровне пласта 6 с перекрытием 5 м над кровлей и 5 м под подошвой устанавливается одна колонна штанг 7 (фиг.1) диаметром 28 мм. Нижняя часть хвостовика (15 метров зумпфа) скомпонована также из труб диаметром 73 мм.
В этом случае боковая сила (приходящаяся на метр длины), действующая на стенки обсадной колонны 14 на уровне продуктивного интервала 6, равна 6140 Н, что примерно в 40 раз превышает силу бокового воздействия (~155 Н) вне продуктивного интервала, т.е. динамическое воздействие на пласт 6 максимально именно на уровне пласта 6.
Шаг витка винтовой линии на уровне продуктивного интервала в данном случае равен 3,62 м, а в трубчатой части хвостовика вне этого интервала - 17,0 м.
Пример 2.
Хвостовик 4 состоит в основном из труб диаметром 73 мм с толщиной стенки 5,5 мм. На уровне пласта 6 с перекрытием 5 м над кровлей и 5 м под подошвой устанавливаются три колонны штанг диаметром 28 мм (11, 12 и третья на фиг.2 не показана), связанных в верхней и нижней частях между собой. Нижняя часть хвостовика 4 (15 метров зумпфа) скомпонована также из труб диаметром 73 мм.
В этом случае суммарная по трем штанговым колоннам боковая сила (приходящаяся на метр длины), действующая на стенки обсадной трубы 14 на уровне продуктивного интервала 6, равна 2047 Н, т.е. более чем на порядок (~в 13 раз) превышает силу бокового воздействия (~155 Н) вне продуктивного интервала 6, т.е. динамическое воздействие на пласт 6 максимально именно на уровне пласта 6.
Шаг витка винтовой линии упругого элемента 7 на уровне продуктивного интервала 6 в данном случае равен 6,27 м, а в трубчатой части хвостовика 4 вне этого интервала - 17,0 м.
С учетом длительного периода работы скважины выбран второй пример конструкции хвостовика 4 для условий данной скважины.
Предлагаемое устройство имеет простую конструкцию, надежно в работе и позволяет существенно повысить эффективность эксплуатации добывающих скважин путем генерирования и передачи упругих колебаний в интервал продуктивного пласта. Значительное улучшение условий генерирования и передачи упругих колебаний в интервал продуктивного пласта достигается тем, что при потере устойчивости хвостовика из-за действия сжимающих продольных нагрузок за счет веса глубинно-насосной установки его нижняя часть принимает форму винтовой спирали с переменным шагом. При работе глубинно-насосной установки величина усилия прижатия витков спиралевидной части хвостовика, например, к внутренней поверхности эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта, периодически изменяется в определенных пределах, что обусловливает генерирование и передачу динамических напряжений непосредственно в продуктивный пласт.