СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
OIL DEPOSIT DEVELOPMENT METHOD

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение на скважинах, оборудованных штанговыми насосами.
Известен способ эксплуатации скважины, в котором колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) со штанговым насосом снабжают хвостовиком и опирают на породы в зумпфе скважины [Патент РФ №2124119, опубл. 27.12.1998 г.]. При таком способе эксплуатации в зоне перфорации за счет веса НКТ возникают растягивающие нагрузки и создается зона дилатации (разуплотнения) пород, в результате чего улучшается приток жидкости к скважинам. При работе насоса на зону дилатации накладывается волновое поле, возбуждаемое динамикой работы насоса и действующее на расстояния 2-3 км от ствола скважины. Дилатационно-волновое воздействие положительно влияет на приток нефти к скважинам в радиусе до 3 км.
Недостаток способа - невысокая эффективность дилатационно-волнового воздействия на продуктивные пласты, обусловленная низкой интенсивностью волнового поля.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ разработки углеводородной залежи, в котором ведут вибросейсмическое воздействие, отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Выделяют зоны разломов с субвертикальной трещиноватостью, образующей гидродинамические связи кристаллического фундамента с коллектором продуктивного пласта. Выбирают в этих зонах возбуждающие скважины с близкой по значению глубиной забоя. При необходимости выравнивают глубину забоев добуриванием или цементированием. Определяют общую для всех возбуждающих скважин резонансную доминантную частоту воздействия и формируют интенсивное волновое поле в направлении субвертикальных каналов подпитки к глубинным зонам генерации углеводородов. Интенсивное поле формируют в активных зонах с развитой трещиноватостью возбуждающими скважинами дилатационно-волнового воздействия или другими скважинными виброисточниками низкой частоты и большой мощности, работающими на одной доминантной частоте. Задают соответствующие начальные сдвиги фаз между колебаниями виброисточников для получения максимумов поля в выбранных активных глубинных областях. Периодически не реже одного раза в полгода у всех виброисточников одновременно изменяют начальные фазы еще на 180°, дополнительно к установленным ранее, и сканируют поле по всей активной области генерации и подпитки, инициируя фильтрацию углеводородных флюидов из глубинных зон к месторождению [Патент РФ №2377398, опубл. 27.12.2009 г. - прототип].
Недостаток - низкая интенсивность волнового поля, обусловленная несогласованностью работы насоса с собственной частотой колебаний столба откачиваемой жидкости и, как результат, низкая эффективность воздействия и малый прирост добычи нефти.
В предложенном изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи пластов за счет повышения интенсивности волнового поля и эффективности воздействия.
ж
н
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, в добывающих скважинах установку колонны НКТ со штанговым насосом и хвостовиком на породы в зумпфе, размещение насоса на максимальной глубине в пучности колебаний скважины, настроенной на одну из высших гармоник (мод) собственных колебаний системы, задание периода качаний насоса, установку длины хода плунжера насоса, эксплуатацию насоса и отбор нефти из скважины с одновременным дилатационно-волновым воздействием на продуктивные пласты, согласно изобретению определяют период собственных колебаний открытого с устья столба жидкости в скважине Т, задают период качаний насоса Т, равным нечетному числу периодов колебаний жидкости, при этом период качаний насоса определяют по формуле
н
ж
Т=(2k-1)Т,
где k=1, 2, 3… и т.д. - целое число натурального ряда;
(2k-1) - нечетное число натурального ряда, обозначающее нечетное число периодов колебаний жидкости;
ж
н
ж
Т=4Н/V;
н
где Н - глубина погружения насоса, м;
ж
ж
ж
1/2
V=(С·g/v) - скорость упругих волн в жидкости, м/с;
ж
2
G - модуль упругости жидкости, кг/м;
ж
3
V - удельный вес жидкости, кг/м;
2
g=9,8 м/с.
Сущность изобретения
При работе насоса в столбе откачиваемой жидкости возникают колебания, которые передаются на колонну НКТ и через хвостовик на породы в зумпфе, возбуждая в них волновое поле.
н
ж
н
ж
Если работа насоса не согласована с колебаниями жидкости, то при совпадении направлений (фаз) смещения жидкости и плунжера насоса колебания усиливаются, а при несовпадении - подавляются, что снижает эффективность воздействия. Колебания в системе насос - столб жидкости успешно развиваются, когда направления движения плунжера и жидкости в пучности поля совпадают при каждой смене направления движения плунжера. На практике, Т>>Т, поэтому достаточным условием для успешного развития колебаний является равенство Т=(2k-1)Т, где k - целое число. При таком соотношении начало каждого полупериода движения насоса совпадает с направлением движения жидкости в каждом нечетном периоде ее колебаний (чертеж). На чертеже показано совпадение нечетных полупериодов колебаний столба жидкости с движением плунжера насоса при смене направлений движения: 1,3-нечетные периоды колебаний столба жидкости; 2, 4 - направления движения плунжера насоса.
При этом синхронная подпитка колебаний столба жидкости осуществляется в каждый полупериод работы насоса при смене направления движения плунжера. Поскольку жидкость приводится в движение плунжером насоса, то фазы движения жидкости и плунжера при смене направлений движения вынужденно совпадают.
н
ж
н
В известных технических решениях такое условие не рассматривается и не учитывается. В предлагаемом изобретении условие Т=(2k-1)Т учитывается и достигается заданием периода качаний насоса Т=60/N с, где N - число ходов плунжера насоса в минуту.
Синхронная подпитка колебаний жидкости при каждом изменении направления движения плунжера насоса поддерживает и усиливает колебания столба жидкости и колонны НКТ, повышает интенсивность волнового поля и эффективность воздействия.
Пример конкретного выполнения
2
3
Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1730 м, пластовое давление 15 МПа, пластовая температура 33°С, пористость 21,2, проницаемость 300 мкм, нефтенасыщенность 78,2%, плотность нефти 802 кг/м, вязкость нефти 3,8 МПа·с, средняя толщина пласта 4 м. На участке залежи отбирают нефть через 20 добывающих скважин и закачивают рабочий агент - сточную воду, через 5 нагнетательных скважин.
з
д
H/B
н
з
з
в
н
в
H
3
3
7
2
7
2
Одна из добывающих скважин имеет следующие данные: глубина забоя Н=1760 м; динамический уровень жидкости Н=1100 м, диаметр НКТ, наружный/внутр., D=73/60 мм, диаметр насоса 32 мм, число ходов в минуту N=3,5, длина хода L=2,0 м. Насос спущен в пучность колебаний колонны на глубину Н=(2k-1) Н/4=3Н/4=3·1760/4=1320 м, содержание воды в продукции скважины 80%, удельный вес воды V=1110 кг/м, удельный вес нефти V=870 кг/м, модуль сжатия воды G=23·10 кг/м, модуль сжатия нефти G=14·10 кг/м.
ж
в
н
ж
ж
ж
ж
ж
н
ж
н
ж
н
н
н
ж
ж
ж
3
7
7
7
2
1/2
7
1/2
В скважине определяют для жидкости удельный вес V=0,8V+0,2V=0,8·1110+0,2·170=888+174=1062 кг/м, модуль упругости G=0,80в+0,20н=0,8·23·10+0,2·14·10=21,2·10 кг/м, скорость упругих волн V=(G·g/γ)=(21,2·10·9,8/1062)=1398 м/с, период собственных колебаний жидкости Т=4Н/V=4·1320/1398=3,78 с, задают период качаний насоса из соотношения Т=(2k-1)Т: для k=1, Т=(2k-1)3,78=3,78, что соответствует числу ходов N1=60/3,78=15,8 ход/мин; для k=2, Т=(2·2-1)3,78=3·3,78=11,34, N2=60/11,34=5,3; для k=3 Т=(2·3-1)3,78=5·3,78=18,19, N3=60/18,19=3,3 ход/мин и т.д. С учетом имеющихся установочных значений числа N, длины хода плунжера и требуемой скорости откачки, выбирают: N=3,3; L=3,5·2/3,3=2,1 м. Период собственных колебаний столба жидкости в скважине Т, кроме свойств жидкости, зависит также от высоты столба Н, что позволяет в определенных пределах регулировать Т изменением глубины погружения насоса.
Аналогичные работы проводят на всех добывающих скважинах участка разработки.
Согласование работы насоса с периодом собственных колебаний столба откачиваемой жидкости по предложенному способу повышает эффективность дилатационно-волнового воздействия и текущую нефтеотдачу на 16% по сравнению с прототипом.