СКВАЖИННЫЙ ГИДРОАКУСТИЧЕСКИЙ МОНИТОР

Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам, генерирующим мощную гидроакустическую энергию направленного излучения и модулированных волн давления.
Известен скважинный гидроакустический генератор (RU 2186961 С1, кл. 7 Е 21 43/25, 2002.08.10), содержащий корпус, вихревую камеру с тангенциальными каналами, камеру предварительного закручивания потока с тангенциальными каналами. Тангенциальные каналы вихревой камеры и камеры предварительного закручивания потока имеют одинаковое вращательное направление. Гидроакустический генератор выполнен с возможностью секционирования и регулирования направленности излучения. Однако в известном генераторе вследствие содержания дополнительной камеры закручивания потока увеличиваются гидравлические сопротивления, что приводит к снижению коэффициента полезного действия устройства.
Известен гидродинамический генератор колебаний (RU 2015749 С1, кл 5 B06B 1/20, F15B 21/12, 1994.07.15), содержащий корпус с входными тангенциальными каналами, вихревую камеру, связанную тангенциальными каналами с полостью подводящего трубопровода и с осевым выходным каналом, соосно расположенным, выполненным в виде диффузора и гидравлически связанным с вихревой камерой. Однако известный генератор не позволяет создавать периодические импульсы давления, а использование в качестве выходного канала только диффузор ограничивает спектр возможных напорных характеристик устройства.
Наиболее близким по технической сущности, взятыми авторами за прототип является скважинный гидроакустический генератор (патент на полезную модель RU №63714 U1, B06B 1/20, F15B 21/12 опубл. 10.06.2007 бюл. №17), сущность устройства состоит в том, что вихревая камера выполнена в двух исполнениях: в виде полого, прямоточного цилиндра и в виде двух цилиндрических изолированных полостей с острыми входящими отверстиями, диаметр которых меньше, чем диаметр острых выходящих отверстий.
Однако в известном устройстве отсутствует возможность размыва отложений, находящихся на забое скважины.
Техническим результатом является повышение эффективности воздействия на призабойную зону пласта и очистка забоя скважины, за счет штуцирования отверстия выполненного в насадке, позволяющего быстро регулировать диапазон напорных характеристик собранного секционного устройства и осуществлять промывку забоя скважины.
Технический результат достигается тем, что скважинный гидроакустический монитор содержит корпус, вихревую камеру, выполненную в виде прямоточного цилиндра или в виде двух цилиндрических изолированных полостей с острыми входящими отверстиями, диаметр которых меньше, чем диаметр выходящих отверстий, с входными тангенциальными каналами, расположенную перпендикулярно движению основного потока, сопел и дополнительно содержит узел регулирования напорных характеристик, причем втулки, регулирующие проходное отверстие насадка узла регулирования изготовлены из высокопрочных материалов.
Устройство показано на фиг. 1. Для достижения технического результата скважинный гидроакустический монитор состоит из набора секций, обеспечивающих за счет резьбовых соединений необходимую длину устройства и возможность соединения с колонной насосно-компрессорных труб (НКТ). Секция в свою очередь состоит из корпуса 1, в который вставляется вихревая камера, состоящая из сопла-гайки 2, 5, сопла с торцевым уплотнением 4, 7 и вихревого канала 3 или 6, причем камера А и камера С выполнены в виде прямоточного цилиндра, камера В в виде двух цилиндрических изолированных полостей с острыми входящими отверстиями. Нижняя часть устройства оборудована узлом регулирования напорных характеристик, осуществляющегося за счет изменения диаметра проходного сечения отверстия 9, выполненного в насадке 8 устройства, путем ввинчивания втулок с различным проходным отверстием.
Размывающая сила струи жидкости при закачке и промывке забоя в определяется в соответствии [1] по формуле:
,
2
2
где Q - производительность насосного агрегата, л/сек; ƒ - суммарная площадь поперечного сечения сопел, см, F - площадь внутреннего сечения эксплуатационной колонны, см.
[1] - A.M. Юрчук «Расчеты в добычи нефти». Изд-во «Недра». 1969 г. стр 131.
2
2
При диаметре четырех сопел по 7,5 мм каждое и двух сопел с диаметрами по 4 мм суммарная площадь поперечного сечения боковых сопел составляет 2 см. Используя втулки с различным проходным отверстием диаметром от 0 до 30 мм в торцевой поверхности устройства (узел регулирования напорных характеристик) осуществляется регулирование суммарной площади поперечного сечения всех выходных отверстий, которая находится в диапазоне от 2 до 9 см.
2
Результаты расчета размывающей силы струи жидкости приходящийся на 1 м при использовании в эксплуатационной колонне скважины внутренним диаметром 134 мм. (наружный диаметр эксплуатационной колонны 146 мм.) и насосного агрегата ЦА-320 М (диаметр поршней 115 мм.) представлены на фигуре 2. Они показывают возможность регулирования напорных характеристик втулками с различным проходным отверстием и создания размывающей силы в диапазоне от 250 до 50 кН, как на 3 скорости насосного агрегата при расходе в 12,2 л/с, так и на четвертой скорости насосного агрегата при расходе в 18,3 л/с, что обеспечивает высокую интенсивность размыва отложений на стенке и песка на забое скважины при любой плотности пробки.
Секционирование узлов данного устройства позволяет комбинировать и наращивать его длину, обрабатывая больший интервал, а узел регулирования напорных характеристик позволяет, как отрегулировать гидравлические параметры собранного устройства, так и осуществлять промывку забоя скважины.
На фиг. 2 показан график зависимости размывающей силы струи от диаметра центрального штуцируемого отверстия устройства.
Примеры использования
Пример 1. Выполняют ПАВ-кислотную обработку призабойной зоны добывающей скважины со следующими характеристиками: интервал перфорации 1045-1057 м, пластовое давление 8,9 МПа, дебит по нефти 1,7 т/сут., обводненность продукции - 32,8%.
3
3
Технико-технологические параметры ПАВ-кислотной обработки: гидромонитор типа ГМ-88, состоящий из трех секций, общей длинной равной 851 см, 6 насадками и проходным отверстием узла регулирования потока в 10 мм, общий объем закачки кислотного состава - 35 м, общий объем закачки временно-изолирующего состава - 7 м. Время выдержки - 6 часов.
В результате обработки дебит по нефти увеличился до 11,8 т/сут., при некотором увеличении обводнености продукции скважины до 40%.
Пример 2. Выполняют кислотную обработку призабойной зоны добывающей скважины со следующими характеристиками: интервал перфорации 1170-1272,5, 1173,5-1176, пластовое давление 9,9 МПа, дебит по нефти 0,3 т/сут., обводненность продукции - 66,6%.
3
Технико-технологические параметры кислотной обработки: гидромонитор типа ГМ-88, состоящий из трех секций, общей длинной равной 851 см, 6 насадками и проходным отверстием узла регулирования потока в 10 мм, общий объем закачки кислотного состава - 18 м. Время выдержки - 6 часов.
В результате обработки дебит по нефти увеличился до 7,3 т/сут., при снижении обводненности продукции скважины до 43%.
Пример 3. Выполняют кислотную обработку призабойной зоны добывающей скважины со следующими характеристиками: интервал перфорации 1035-1040, 1069-1085, пластовое давление 10,4 МПа, дебит по нефти 0,2 т/сут., обводненность продукции - 49,3%.
3
Технико-технологические параметры кислотной обработки: гидромонитор типа ГМ-88, состоящий из трех секций, общей длинной равной 851 см, 6 насадками и проходным отверстием узла регулирования потока в 10 мм, общий объем закачки эмульсионного кислотного состава - 8,5 м. Время выдержки - 3 часа.
В результате обработки дебит по нефти увеличился до 6,2 т/сут., при снижении обводнености продукции скважины до 48%.
Таким образом, использование гидромонитора трехсекционного с 6 насадками и приходным отверстием узла регулирования равного 10 мм с различными технологическими схемами и интенсифицирующими составами позволяет добиться увеличения дебита скважины при интенсификации добычи нефти.
Из анализа научно-технической и патентной литературы использование такого устройства для достижения поставленной технической цели не известно. На основании этого, полагаем, что предлагаемое техническое решение соответствует критерию «изобретательский уровень» и позволяет сделать вывод о соответствии критерию «новизна».