СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ
METHOD OF OPERATION OF WELL

Способ эксплуатации скважины
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтяных скважин.
Известен способ эксплуатации скважины, согласно которому производят установку колонны насосно-компрессорных труб с штанговым насосом на породу в зумпфе через ступенчатый хвостовик. Штанговый насос размещают в скважине на максимально возможной глубине на расстоянии от устья, кратном целому числу длин хвостовика. Штанговый насос размещают с таким условием, чтобы он находился в зоне пучности колебаний скважины, настроенной на одну из высших мод собственных колебаний системы. Из условия сохранения дебита скважины увеличивают число и уменьшают длину ходов плунжера. Ведут эксплуатацию штангового насоса и отбор нефти из скважины с одновременным дилатационно-волновым воздействием на продуктивные пласты динамикой работы штангового насоса (Патент РФ №2261984, опубл. 2005.10.10).
Недостатком способа является невысокая эффективность воздействия, обусловленная низкой частотой и узким частотным спектром колебаний, формируемых динамикой работы штангового насоса.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ эксплуатации скважины, в котором спускают в скважину подъемную колонну труб с фильтром и хвостовиком переменного сечения по глубине. Часть веса подъемной колонны разгружают с опорой хвостовика на забой скважины. При этом породы в продуктивном пласте разуплотняют. Скважину оборудуют глубинным насосом. В качестве глубинного насоса используют плунжерный насос. Он выполнен таким образом, что в крайнем верхнем положении плунжера его надплунжерная часть гидравлически сообщена с подплунжерной частью. После запуска скважины в работу периодически с частотой 1-2 раза в месяц перекрывают выкидную линию скважины на устье. Перекрывают на время, соответствующее 30-40 тыс. ходов плунжера, и до повышения дебита скважины. В дальнейшем, при снижении дебита скважины ниже допустимого, перекрытие выкидной линии повторяют чаще. При этом степень разгрузки веса подъемной колонны на забой скважины изменяют (Патент РФ №2136851, опубл. 1999.09.10 - прототип).
Недостатком способа является ограниченная эффективность воздействия и, как следствие, малая нефтеотдача залежи нефти, обусловленная низкой частотой следования воздействующих на породы импульсов давления, задаваемой числом ходов плунжера насоса.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи нефти за счет повышения частоты следования импульсов и эффективности воздействия на пласт.
Задача решается тем, что в способе эксплуатации скважины, включающем спуск в скважину подъемной колонны труб с фильтром и хвостовиком переменного сечения по глубине, разгрузку части веса подъемной колонны с опорой хвостовика на забой скважины и разуплотнение пород с образованием зоны дилатации в продуктивном пласте, оборудование скважины глубинным штанговым насосом, запуск скважины в работу, периодическое образование гидравлической связи надплунжерной и подплунжерной частей насоса и периодическое частичное или полное перекрытие выкидной линии, согласно изобретению периодическое образование гидравлической связи надплунжерной и подплунжерной частей насоса выполняют многократно при движении плунжера насоса вверх, при этом количество образующихся гидравлических связей за один подъем плунжера и длину хода плунжера выбирают так, чтобы частота следования формируемых гидравлических импульсов соответствовала частоте продольных колебаний колонны насосно-компрессорных труб.
Признаками изобретения являются:
1. Спуск в скважину подъемной колонны труб с фильтром и хвостовиком переменного сечения по глубине;
2. Разгрузка части веса подъемной колонны с опорой хвостовика на забой скважины и разуплотнение пород с образованием зоны дилатации в продуктивном пласте;
3. Оборудование скважины глубинным штанговым насосом;
4. Запуск скважины в работу;
5. Периодическое образование гидравлической связи надплунжерной и подплунжерной частей насоса;
6. Периодическое частичное или полное перекрытие выкидной линии;
7. Выполнение периодического образования гидравлической связи надплунжерной и подплунжерной частей насоса многократно при движении плунжера насоса вверх;
8. Выбор количества образующихся гидравлических связей за один подъем плунжера и длины хода плунжера так, чтобы частота следования формируемых гидравлических импульсов соответствовала частоте продольных колебаний колонны насосно-компрессорных труб.
Признаки 1-6 являются общими с прототипом, признаки 7, 8 являются существенными отличительными признаками изобретения.
Сущность изобретения
Известные способы дилатационно-волнового воздействия на продуктивный нефтенасыщенный пласт недостаточно эффективны вследствие низкой частоты следования воздействующих на породы импульсов давления, задаваемой числом ходов плунжера насоса. Это отрицательно сказывается на нефтеотдаче залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи нефти за счет повышения частоты следования импульсов и эффективности воздействия на пласт.
Задача решается следующим образом.
(1/с)
(1/мин)
(м)
(1/м)
Проводят спуск колонны насосно-компрессорных труб с хвостовиком до упора в забой скважины, снабжение колонны насосно-компрессорных труб плунжерным штанговым насосом, образующим гидравлическую связь между надплунжерной и подплунжерной частями насоса, нагружение забоя весом колонны насосно-компрессорных труб и разуплотнение пород в интервале продуктивного пласта с образованием зоны дилатации, запуск скважины в работу с периодическим полным или частичным перекрытием выкидной линии, формирование переменной составляющей действующей на породы силы за счет динамики работы насоса и гидроимпульса в верхнем положении плунжера за счет возникновения гидравлической связи между надплунжерной и подплунжерной частями насоса. В качестве глубинного насоса используют штанговый плунжерный насос, выполненный таким образом, что в процессе движения плунжера вверх гидравлическая связь между надплунжерной и подплунжерной областями насоса возникает многократно, для чего в корпусе насоса по образующим выполняют ряды вертикальных щелевых отверстий длиной Lo, разнесенных по высоте на расстояние Lп. Кроме того, на боковой поверхности плунжера на расстоянии Lт от нижнего торца выполняют кольцевую фаску с отверстиями внутрь плунжера. При этом отверстия выполняют так, чтобы расстояние Lп, измеренное между верхними границами нижележащих и нижними границами вышележащих рядов щелевых отверстий, удовлетворяло условию Lп≥2Lo, расстояние Lт - условию Lт≤0,5Lo, расстояние Lo -условию Lx=(8-10)(Lo+Lп). Для достижения резонанса колебаний число рядов отверстий, выполненных по окружностям в корпусе насоса, No, а также число ходов Nx и длину ходов Lx плунжера выбирают из соотношения [Fи=Fo=Nx Lx No/30]Гц, где Fи - частота следования формируемых гидроимпульсов; Fo - собственная частота продольных колебаний колонны насосно-компрессорных труб, определяемая классическим способом для защемленного с двух сторон стержня. Степень перекрытия выкидной линии устанавливают так, чтобы соблюдались условия:
Рраб≤0,8Рдоп; Fpaб≤Fдоп, где Рраб и Рдоп - рабочие и допустимые давления жидкости на выкиде, Fpaб и Fдоп - рабочие и допустимые растягивающие нагрузки на штанги.
Положительный момент состоит в увеличении частоты следования гидроимпульсов, воздействующих на породы в зумпфе через хвостовик колонны насосно-компрессорных труб, которые формируются по ходу плунжера насоса вверх за счет создания разнесенных по высоте рядов отверстий в корпусе насоса, и отверстий в плунжере, выполненных в кольцевой фаске. Для получения резонанса колебаний частота следования формируемых импульсов Fи задается равной или кратной собственной частоте Fo колонны насосно-компрессорных труб.
Способ осуществляют следующим образом.
Для эксплуатации скважины используют плунжерный насос, представленный на чертеже.
В корпусе насоса 1 по образующим выполнены ряды щелевых отверстий 2, а на боковой поверхности плунжера 3 на расстоянии Lт от нижнего торца - кольцевая фаска 4 с отверстиями 5 внутрь плунжера 3. Плунжер снабжен клапаном. В корпусе насоса ниже плунжера имеется приемный клапан (не показан). Вертикальное щелевое отверстие имеет длину Lo, расстояние между верхними границами нижележащих и нижними границами вышележащих рядов щелевых отверстий имеет длину Lп. При этом Lп≥2Lo, Lт≤0,5Lo. Корпус насоса 1 размещен в подъемной колонне, т.е. в колонне насосно-компрессорных труб.
Насос работает следующим образом.
При ходе плунжера 3 из крайнего нижнего положения вверх при закрытом клапане и открытом приемном клапане в корпусе насоса 1 в положении «а» фаска 4 и отверстия 5 плунжера перекрываются корпусом насоса 1, и гидравлическая связь между надплунжерной и подплунжерной областями насоса отсутствует. Жидкость (нефть) подается вверх в колонну насосно-компрессорных труб. В положении «б» фаска 4 и отверстия 5 в плунжере 3 совпадают с щелевыми отверстиями 2 в корпусе насоса 1 и образуют гидравлическую связь между надплунжерной и подплунжерной частями насоса, по которой давление сжатой жидкости из надплунжерной области передается в подплунжерную и воздействует гидроимпульсом. Приемный клапан в корпусе насоса 1 предотвращает перетоки жидкости из насоса, за счет чего дебит практически не уменьшается. В положении «в» каналы гидросвязи между надплунжерной и подплунжерной частями вновь перекрываются, а в положении «г» снова образуются.
При ходе плунжера 3 вниз клапан открыт, а клапан в корпусе насоса закрыт. Происходит заполнение плунжера жидкостью независимо от совпадений или несовпадений фаски 4 и отверстий 5.
При ходе плунжера 3 вниз клапан открыт, а клапан в корпусе насоса 1 закрыт. Происходит заполнение плунжера 3 жидкостью независимо от совпадений или несовпадений фаски 4 и отверстий 5.
и
и
Число импульсов Nи, формируемых за один ход плунжера вверх, зависит от длины хода и должно быть более 1. При этом длина щелевых отверстий определится из условия Lo=Lx/N-Lп, а при Lп=2Lo, как Lo=Lx/3N. Так, для крайних значений Lx получим Lx=3000 мм, Lo=(200-100) мм; Lx=900 мм, Lo=(60-30) мм. Учитывая условия Lп≥2Lo и Lт≤0,5Lo, получим для первого случая Lп=2Lо(макс)=2×200=400 мм и Lт=0,5Lо(мин)=0,5×100=50 мм; для второго Lп=2Lo(макс)=2×60=120 мм; и Lт=0,5Lo(мин)=0,5×30=15 мм.
Для повышения эффективности воздействия обеспечивают условия резонанса колебаний в колонне насосно-компрессорных труб, для чего число рядов отверстий в корпусе насоса - Np выбирают из соотношения Np=Fo×Тх, где Fo - собственная частота продольных колебаний колонны насосно-компрессорных труб, определяемая классическим методом для защемленного с обоих концов полого стержня, заполненного вязкой жидкостью или по справочным данным; Тх - время хода плунжера вверх. В процессе работы скважины перекрывают выкидную линию полностью или частично с учетом допустимой нагрузки на штанги.
Пример конкретного выполнения
3
3
3
в
н
Проводят эксплуатацию скважины №754к НГДУ «Бавлынефть», со следующими параметрами: глубина забоя Нз=1580 м; кровля Нк=1536 м; динамический уровень Нд=1168 м; диаметр обсадной колонны До=168 мм; НКТ Дн=73 мм; диаметр плунжера насоса Дпл=32 мм; число ходов плунжера насоса Nx=2,5; длина хода плунжера Lx=3 м; глубина подвески насоса 1198 м; дебит по жидкости Qж=6,5 м/сут, по нефти Qн=5,62 т/сут; обводненность продукции h=2,5%; плотность воды р=1,16 т/м, нефти р=0,9 т/м; пластовое давление Рп=9,7 МПа, забойное давление Рз=0,75 МПа. По приведенным данным согласно РД-153-390-263-02 производят расчет конструктивных и технологических параметров скважины и хвостовика для возбуждения в продуктивных пластах дилатационно-волнового поля. Получают следующие проектные данные возбуждающей скважины: диаметр плунжера насоса Дп=29 мм; длина хода плунжера Lx=3 м; число ходов Nx=4,5; глубина спуска насоса Нн=1317 м; длина опорного хвостовика Lox=263 м; первая ступень хвостовика: длина Lox1=210,4 м, диаметр Дох1=73 мм;
вторая ступень: длина Lox2=52,6 м, диаметр Доx2=89 мм; величина силы разгрузки колонны насосно-компрессорных труб Fp=3 т.
В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с фильтром и хвостовиком, выполненным согласно проекту, устанавливают колонну на забой под собственным весом, разгружают хвостовик подтягиванием колонны насосно-компрессорных труб с заданным проектным усилием 3 т и обеспечивают разуплотнение пород с образованием зоны дилатации в продуктивном пласте.
Скважину оборудуют глубинным штанговым насосом, выполненным согласно чертежу. Запускают скважину в работу с периодическим образованием гидравлической связи надплунжерной и подплунжерной частей насоса. Проводят периодическое (на 3-4 суток в месяц) полное или частичное перекрытие выкидной линии с соблюдением условий: Рраб≤0,8Рдоп; Fpaб≤Fдоп, где Рраб и Рдоп - рабочие и допустимые давления жидкости на выкиде, Fpaб и Fдоп - рабочие и допустимые нагрузки на штанги. Количество гидравлических связей (гидроимпульсов), образующихся за один подъем плунжера и длину хода плунжера выбирают так, чтобы частота следования формируемых гидравлических импульсов соответствовала частоте продольных колебаний колонны насосно-компрессорных труб. Для этого, исходя из условий Lo=Lx/(5-10)-Lп и Lп=2Lo, определяют Lo=Lx/(15-30)=3 м/(15-30)=20-10 см=200-100 мм. Принимают среднее Lo=150 мм. Тогда: Lп=2Lo=2×150=300 мм; Lт=0,5Lo=0,5×100=50 мм.
Для обеспечения условий резонанса колебаний в колонне насосно-компрессорных труб и повышения эффективности воздействия, определяют нужное число Np рядов отверстий в корпусе насоса из соотношения Np=FохТхв, где Fo - собственная частота продольных колебаний колонны насосно-компрессорных труб.
Согласно классическим представлениям пучность давления в плоскости опоры хвостовика и пучность смещений в точке подвески насоса достигаются, когда длина хвостовика равна нечетному числу четвертей длины резонансной волны λо, т.е. при условии Lox=(2n-1) λо/4=263 м, где n-1,2,3,....целое число. Выбирают наиболее энергоемкую нижнюю моду резонансных частот, соответствующую n=1, и получают Lox=λо/4=263 м, откуда λо=263 м × 4=1052 м. Скорость распространения продольных волн V в стальной трубе, заполненной вязкой жидкостью, составляет порядка 2000-2500 м/с. Приняв V=2250 м/с и используя равенство λо=VxTo=Vx1/Fo, где То и Fo период и резонансная частота колебаний, получают Fo=V/λo=2250/1052=2,14 Гц.
При числе ходов (туда и обратно) плунжера в минуту Nx=4,5, время движения плунжера вверх составляет Тхв=6,66 с. Определяют число рядов отверстий в корпусе насоса Np=2,14 Гц × 6,66 с=14,2. Выполняют 14 рядов отверстий по 3 отверстия в ряду, разнесенных по радиусу на 60 градусов. Подготовленный таким образом насос спускают в скважину, осваивают ее и запускают в работу.
В результате нефтеотдача залежи возросла на 2,2% против 1,2 по прототипу.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.