СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ Российский патент 1999 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к области добычи флюида из скважин различного назначения и, в частности, может быть использовано при эксплуатации нефтяных скважин.

Известен способ эксплуатации скважины, включающий спуск в скважину плунжерного насоса, ход плунжера которого отрегулирован таким образом, что в крайнем верхнем положении плунжера его надплунжерная часть сообщена с подплунжерной, создание упругих колебаний и передачу их на забой (1).

Недостатком известного способа является его недостаточная эффективность из-за возможности эксплуатации скважины только как волновой, ограниченных возможностей в создании упругих колебаний и ограниченных возможностей управляющих факторов в процессе эксплуатации.

Наиболее близким аналогом изобретения является способ эксплуатации скважины, включающий спуск в скважину подъемной колонны труб с фильтром и хвостовиком переменного сечения по глубине, разгрузку части веса подъемной колонны труб с опорой хвостовика на забой скважины и разуплотнением пород в продуктивном пласте, оборудование скважины глубинным насосом и запуск скважины в работу (2).

Известный способ предусматривает использование, в дополнение к известным динамическим силам, создаваемым столбом жидкости при работе насоса, статических сил, воздействующих на породы и обеспечивающих возможность возбуждения в продуктивном пласте дилатационно-волновых процессов, стимулирующих фильтрацию флюидов и вовлечение в фильтрационные потоки, например, нефти, если речь идет о нефтяных скважинах, из застойных нефтенасыщенных зон.

В этом решении колебания возбуждаются в более сложной системе с несколькими степенями свободы, включающей три выраженные подсистемы с разными собственными частотами: столб жидкости над насосом, воздействующий своим весом на подъемную колонну труб с частотой работы насоса (возбудитель); хвостовик как часть подъемной колонны труб, принимающий на себя колебания столба жидкости и связанный с породами в зумпфе (на забое) скважины через опору (звено передачи); нижняя часть обсадных труб, связанная с хвостовиком через породы в зумпфе и отделенная от остальной части колонны перфорацией (излучатель).

Собственные частоты столба жидкости, хвостовика и обсадных труб существенно различаются. Поэтому для эффективного возбуждения требуется возмущающее воздействие с большой амплитудой и широким энергетическим спектром частот.

В известном способе система возбуждается импульсами с плавно изменяющимся фронтом и спадом, растянутым во времени вследствие медленной передачи веса столба жидкости со штанг на трубы и обратно, а также из-за больших деформаций колонн труб, штанг и самого столба жидкости в момент перемены направления движения плунжера.

Частотный энергетический спектр таких воздействий узок, а амплитуда ограничена весом столба жидкости. В этих условиях для достижения колебаний и обмена колебательной энергией между подсистемами принимают все возможные меры для сближения собственных частот подсистем между собой и со спектром возмущающей функции путем подбора длины хвостовика и высоты столба жидкости, диаметра плунжера насоса и режима его работы, нагрузки на хвостовик и площади опоры хвостовика на породы. Эти меры существенно осложняют способ и вместе с тем они недостаточны для достижения оптимальных режимов возбуждения продуктивного пласта и обеспечения необходимой нефтеотдачи продуктивного пласта. Все это в целом снижает эффективность способа.

Техническим результатом изобретения является увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта за счет повышения эффективности дилатационно-волнового воздействия на этот пласт.

Необходимый технический результат достигается тем, что по способу эксплуатации скважины, включающему 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 разуплотнением пород в продуктивном пласте, оборудование скважины глубинным насосом и запуск скважины в работу, согласно изобретению в качестве глубинного насоса используют штанговый плунжерный насос, выполненный таким образом, что в крайнем верхнем положении плунжера его надплунжерная часть гидравлически сообщена с подплунжерной частью, а после запуска скважины в работу периодически с частотой 1-2 раза в месяц перекрывают выкидную линию скважины на устье 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.

Кроме того, разгрузку веса подъемной колонны осуществляют до давления на забой скважины, превышающего пластовое давление жидкости в 1,5-2 раза.

Степень разгрузки веса подъемной колонны на забой скважины в процессе ее работы увеличивают.

Выкидную линию скважины перекрывают до повышения дебита скважины на величину не менее 1% от исходного дебита.

Степень разгрузки веса подъемной колонны изменяют во время перекрытия выкидной линии скважины.

Перед оборудованием скважины штанговым плунжерным насосом в верхней части корпуса этого насоса выполняют верхние и нижние отверстия, разнесенные по высоте на расстояние, превышающее длину плунжера на 15-20 см, и связывают эти отверстия каналами с возможностью гидравлического сообщения через них надплунжерной части насоса с подплунжерной его частью.

Верхние отверстия выполняют круглыми, а нижние - в виде щелей или ряда отверстий, расположенных аналогично щелям.

Проходные сечения отверстий выполняют равными проходному сечению каналов.

Все признаки п. 1 формулы являются существенными, т.е. необходимыми для обеспечения технического результата.

Без какого-либо из этих признаков технический результат не достигается. Остальные признаки являются частно существенными, необходимыми для реализации частных случаев способа. Совокупность признаков по п. 1 обеспечивает получение сверхсуммарного эффекта, заключающегося в резком (скачкообразном) увеличении дебита скважины (в сравнении с дебитами скважины, где реализуют известные вышеописанные способы).

В связи с тем, что из области техники не известна совокупность признаков, характеризующих предложенное изобретение, это позволяет сделать вывод о том, что заявленное изобретение отвечает критерию "новизна".

Изобретение отвечает критерию "изобретательский уровень", т.к. не является очевидным для специалиста данной отрасли.

Изобретение является и "промышленно применимым", т.к. может быть реализовано при описанной совокупности признаков без каких-либо дополнительных изобретений.

Сущность изобретения заключается в расширении спектра возбуждающего импульса в скважине за счет ускоренного сброса давления жидкости из надплунжерной части в подплунжерную, периодическом усилении мощности (амплитуды) воздействия (за счет перекрытия выкидной линии на устье скважины) и передаче усиленных импульсов на разуплотненную зону продуктивного пласта с возможностью изменения в ней фильтрационных потоков (при изменении степени разгрузки подъемной колонны).

Способ осуществляют следующим образом. В скважину спускают подъемную колонну труб с фильтром и хвостовиком в нижней части. Хвостовик применяют с переменным сечением по глубине (из труб разного диаметра и разной толщины стенки), исходя из условия обеспечения устойчивости этих труб при разгрузке на забой подъемной колонны до давления на породы, превышающего, например, пластовое давление жидкости в 1,5-2 раза.

Статическое нагружение пород на забое скважины (в зупфе) в пределах упругих деформации создает зону уплотнения ниже точки опоры и зону разуплотнения выше опоры. Рассчитывают условия таким образом, что зона разуплотнения образуется в продуктивном пласте. Этим изменяют поле напряжении в зоне скважины, улучшают фильтрационные характеристики продуктивного пласта и приток жидкости к скважине. Затем скважину оборудуют глубинным штанговым плунжерным насосом. При этом насос выполняют таким образом, что в крайнем верхнем положении плунжера его надплунжерная часть гидравлически сообщена с подплунжерной частью. Затем скважину запускают в работу. В процессе работы скважины (после ее запуска) периодически, с частотой 1-2 раза в месяц, перекрывают выкидную линию на время, соответствующее 30-40 тыс. ходов плунжера, и до повышения дебита, например, на 1% от исходного дебита. В дальнейшем при снижении дебита скважины ниже допустимого перекрытие выкидной линии повторяют чаще. При этом степень разгрузки веса подъемной колонны на забой скважины изменяют. Это ведет к перераспределению поля напряжении породы в продуктивном пласте, изменению направлений фильтрационных потоков и оживлению застойных зон.

Изменение степени разгрузки веса подъемной колонны может быть осуществлено во время перекрытия выкидной линии, когда мощность (амплитуда) воздействия усиливается.

Разгрузку веса подъемной колонны осуществляют с учетом поперечной устойчивости хвостовика и прочности пород (в пределах упругих деформаций). Поэтому в типовом случае разгрузку веса подъемной колонны осуществляют до давления на породы, например, в 1,5-2 раза, превышающие пластовое давление жидкости.

В качестве глубинного насоса применяют штанговый плунжерный насос, выполненный по любому из возможных вариантов, показанных на фиг. 1, 2.

На фиг. 1 показан невставной насос с каналами, образованными отверстиями 1 в верхней части корпуса насоса 2, разнесенными по высоте на расстояние, например, на 15- 20 см большее длины плунжера 3, и кольцевым зазором 4 между корпусом насоса и цилиндром 5, надетым на корпус и приваренным к нему по торцам 6. На фиг. 2 показаны возможные варианты выполнения каналов в случаях строгих ограничений габаритных диаметров насоса, например, в ряде случаев при применении вставных насосов большого диаметра.

На фиг. 2а показан канал связи, образованный отверстиями 1 в корпусе насоса, состоящем из наборных втулок 2 и кожуха 3, и пазом (каналами или пазами) 4, проделанными на внешней стороне кожуха насоса между отверстиями. Каналы и отверстия герметизированы напрессованной на кожух втулкой 5.

На фиг. 2б показан канал, образованный отверстиями 1 и связывающим их каналом 4, выполненным на внутренней поверхности кожуха насоса 3, а на фиг. 2в - таким же каналом, выполненным на внешней стороне втулок 2 перед их сборкой. В таком варианте при сборке втулок каналы совмещают.

Возможны другие варианты выполнения каналов связи надплунжерной и подплунжерной полостей насоса, сообщающихся в верхнем положении плунжера.

Процессы, происходящие при работе насоса с отверстиями в скважине при открытой выкидной линии, состоят в следующем.

При движении плунжера вверх происходит обычный процесс подъема и выброса жидкости в выкидную линию, так как в начале движения нижние отверстия вместе с верхними находятся в надплунжерной полости насоса, а затем перекрыты плунжером.

На плунжер действует перепад давления, соответствующий высоте столба жидкости от динамического уровня до устья скважины, за счет которого штанги дополнительно нагружаются и растягиваются.

В верхнем положении плунжера нижние отверстия начинают открываться в подплунжерную часть, связывая с надплунжерной частью. В результаты в надплунжерной части насоса давление начинает падать, а в подплунжерной части расти.

Такие изменения давления ускоряют движение плунжера вверх за счет уменьшения нагрузки па штанги и их сокращения, что, в свою очередь, приводит к усилению гидравлической связи и ускорению процесса изменения давлений. В этом случае возникает положительная обратная связь, за счет которой длительность фронта формируемого импульса давления резко сокращается. В системе протекает скачкообразный релаксационный процесс. Дальнейшее движение плунжера насоса вследствие упругости и инерционности системы приобретает характер затухающих колебаний, демпфируемых нагнетательным клапаном плунжера, который работает в этом случае как односторонний амортизатор. Сформированный таким образом импульс давления имеет короткий крутой фронт и широкий энергетический спектр с высоким уровнем гармоник, соответствующих резонансным частотам системы.

Использование для возбуждения колебательной системы скважины таких импульсов повышает интенсивность волновых процессов и эффективность дилатационно-волнового воздействия.

Эффект усиливается благодаря периодическому закрыванию выкидной линии на время, соответствующее 30-40 тыс. ходов насоса.

Сущность такого технологического приема состоит в том, что при закрытой выкидной линии перемещение плунжера насоса вверх на расстояние 1 приводит к уменьшению объема надплунжерной части насоса на величину
ΔV = S_плΔl,
где S - площадь плунжера насоса, l - длина хода плунжера, и к росту давления жидкости в этой области на величину
ΔP = ΔV/kV = KΔV/V = KS_плΔl/V,
где k - коэффициент сжимаемости, а K = l/K - модуль упругости жидкости, заполняющей надплунжерную часть.

Увеличение давления жидкости в надплунжерной части насоса за счет ее сжатия дает увеличение амплитуды возбуждающего импульса на величину
ΔR = ΔPS_пл = KS2пл

Δl/V.
Эта величина имеет существенное значение особенно в высокопродуктивных скважинах с высоким динамическим уровнем жидкости в затрубье.

Опыт применения ударно-волновых, вибросейсмических, сейсмоакустических и других близких по характеру способов воздействия на продуктивные пласты показывает, что эффект появляется после периодических (несколько суток), в том числе кратковременных, воздействий и может продолжаться в течение от одного до нескольких месяцев после воздействия.

Периодическая работа возбуждающей скважины с закрытой выкидной линией на время, соответствующее 30-40 тыс. ходов насоса (3-5 суток при 6 ходах в минуту), позволяет, во-первых, обеспечить достаточное по длительности усиленное воздействие на пласт импульсами повышенной мощности при закрытой выкидной линии и, во-вторых, максимально использовать эту скважину для добычи нефти, не выводя ее из эксплуатационного фонда.

Повторение такого периодическою режима воздействия при появлении признаков снижения эффекта позволяет не только длительное время поддерживать, но и наращивать производительность скважин в зоне воздействия.

Технология легко реализуется в процессе подземного или капитального ремонта скважины с помощью известных, хорошо отработанных приемов и операций.

Особенностями применения технологии являются: необходимость конструктивных изменений в насосе, связанных с созданием отверстий и каналов в его корпусе; регулирование хода и верхнего положения плунжера, обеспечивающего сообщаемость надплунжерной и подплунжерной частей насоса через каналы и отверстия в корпусе; периодическое отключение скважины от выкидной линии в процессе ее работы.

Отверстия и каналы в корпусе насоса делают в соответствии с фиг. 1, 2.

Необходимым условием реализации технологии является учет дополнительной нагрузки на штанги, создаваемой за счет сжатия жидкости в подъемных трубах при закрытой выкидной линии.

Конкретный пример реализации способа. В скважину спускают подъемную колонну с хвостовиком длиной 967 м. Подъемную колонну разгружают через хвостовик на забой скважины, например, на половину ее веса. Применяют невставной насос с диаметром плунжера D_пл = 57 мм, установленный на глубине H_н = 1303 м, в составе колонны насосно-компрессорных труб с внутренним диаметром d₀ = 50 мм. Насос работает в режиме с длиной хода Δl = 1,8 м и частотой ходов N = 7 кач/мин. Насос приводят в действие от станка-качалки через штанги диаметром d_шт = 19 мм с максимально допустимой нагрузкой = 2200 кг/см. Скважина имеет динамический уровень жидкости в затрубье H_п = 1225 м, плотность пластовой воды ρ_в = 1,012 т/м.
Плотность нефти ρ_н = 0,845 т/м, обводненность η = 50%. Дополнительную нагрузку на штанги за счет сжатия жидкости определяют выражением:
ΔR = ΔPS2пл

Δl/V.
При обводненности продукции η = 50% модуль упругости смеси К_см в первом приближении находят как среднее значение модулей упругости нефти и воды при температуре 65^oC и давлении в пределах от 0 до 200 кг/см².

Для таких условий модуль упругости воды равен 2300 кг/см², а модуль упругости нефти - 1400 кг/см.

Модуль упругости смеси K_см = 18500 кг/см =185•106 кг/м.

Площадь плунжера насоса без учета площади поперечного сечения штанг при диаметре плунжера насоса D_пл = 57 мм и диаметре штанг d_шт = 19 мм составит:
S_пл = 0,785 • (57² - 19²) • 10^-6 = 2,27 • 10 м².

Объем сжимаемой жидкости:
V = 0,785 • (50² - 19²) • 1303 • 10^-6 = 2,188 м³.

Здесь 50 - внутренний диаметр подъемных труб
ΔR = 185•10^-6•(2,27•10^-3)²•1,8•2,188 = 784 кг.
При этом максимальная нагрузка на штанги составит
P_max = P_ж+P_шт•b+P_шт(N²Δl/1440)+ΔR,
где P_ж = ρ_ж•S_пл•H_д- вес жидкости, ρ_ж = (ρ_в+ρ_н)/2 = (1,012+0,845)/2 = 0,93 - плотность жидкости
P_ж = 0,93 • 2,27 • 10 • 1225 = 2586 кг,
P_шт = P_пог • H_н, P_пог = 2,44 кг/м - вес погонного метра штанг диаметром 19 мм,
Р_шт = 2,44 • 1303-3179 кг,
b = (ρ_шт-ρ_ж)/ρ_шт коэффициент, учитывающий вес вытесненной жидкости, ρ_шт = 7,8 Т.м³ - плотность материала штанг
b = (7,8-0,53)/7,8= 0,881, тогда
P_max = 2586+3179 • 0,881+3179 • (7² • 1,8/1440)+784 = 5386+195+784 = 6365 кг.

Полученное значение говорит о том, что дополнительная нагрузка на штанги более чем в 4 раза превышает динамические нагрузки (195 кг) и составляет более 13% от общей нагрузки.

Наибольшая нагрузка на балансир станка составляет 8 т, а допустимая нагрузка на штанги
G_шт = ξ•S_шт = 2200•0,785•19²•10^-2 = 6234 кг.
Как видно, в обычном режиме штанги работают в пределах допустимой нагрузки, а в режиме усиленного воздействия с закрытой выкидной линией нагрузка на штанги превышает допустимую.

В этом случае необходимо либо усилить штанги применением двухступенчатой колонны, либо уменьшить диаметр или длину хода плунжера насоса, что приведет к уменьшению степени сжатия столба жидкости и снижению дополнительной нагрузки на штанги.

При этом предпочтительнее усилить штанги, так как в других случаях снижается мощность возбуждаемого импульса и эффективность воздействия.

Технология эффективна при применении ее на сложнопостроенных обводненных месторождениях с высокой неоднородностью коллекторов по проницаемости и насыщенности, а также на месторождениях с низкой проницаемостью коллекторов.

Источники информации
1. Патент РФ N 2075596 кл. E 21 B 43/16, 20.03.97.

2. Патент РФ N 2124119 кл. E 21 В 43/00 98 (БИ 36).

Использование: в области добычи флюида из скважин различного назначения и, в частности, может быть использовано при эксплуатации нефтяных скважин. Обеспечивает увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта за счет повышения эффективности дилатационно-волнового воздействия на этот пласт. Сущность изобретения: по способу в скважину спускают 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. 7 з. п.ф-лы, 2 ил.

1. Способ эксплуатации скважины, включающий 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 разуплотнением пород в продуктивном пласте, оборудование скважины глубинным насосом и запуск скважины в работу, отличающийся тем, что в качестве глубинного насоса используют штанговый плунжерный насос, выполненный таким образом, что в крайнем верхнем положении плунжера его надплунжерная часть гидравлически сообщена с подплунжерной частью, а после запуска скважины в работу периодически с частотой 1 - 2 раза в месяц перекрывают выкидную линию скважины на устье 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. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что разгрузку части веса подъемной колонны осуществляют до давления на забой скважины, превышающего пластовое давление жидкости в 1,5 - 2 раза. 3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что степень разгрузки веса подъемной колонны на забой скважины в процессе ее работы увеличивают. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что выкидную линию скважины перекрывают до повышения дебита скважины на величину не менее 1% от исходного дебита. 5. Способ по п.1, отличающийся тем, что степень разгрузки веса подъемной колонны изменяют во время перекрытия выкидной линии скважины. 6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что перед оборудованием скважины штанговым плунжерным насосом в верхней части корпуса этого насоса выполняют верхние и нижние отверстия, разнесенные по высоте на расстояние, превышающее длину плунжера на 15 - 20 см, и связывают эти отверстия каналами с возможностью гидравлического сообщения через них надплунжерной части насоса с подплунжерной. 7. Способ по п. 6, отличающийся тем, что верхние отверстия выполняют круглыми, а нижние - в виде щелей или ряда отверстий, расположенных аналогично щелям. 8. Способ по п.6 или 7, отличающийся тем, что проходные сечения отверстий выполняют равными проходному сечению каналов.