СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ Российский патент 2000 года по МПК E21B43/00 E21B43/25 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для интенсификации добычи нефти в добывающих скважинах.

Известно шесть основных способов вызова притока и освоения скважин: тартание с помощью желонок, спускаемых на тонком канате, свабирование с помощью сваба, замена скважинной жидкости на более легкую, освоение с помощью компрессора, прокачка газожидкостной смеси и откачка глубинными насосами [1] . Наиболее удобным и технологичным является способ освоения с помощью насоса. Однако технологические операции освоения скважинным насосом производятся на месторождениях с низким пластовым давлением, когда не ожидаются фонтанные проявления, а освоение скважинным насосом производится в соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является повышение производительности скважин, оборудованных штанговыми насосами методом оптимизации их работы [2].

Метод позволяет повысить коэффициент наполнения, подачу насоса и обеспечить максимальный дебит скважины для данной производительности скважины, однако не обеспечивает существенное увеличение продуктивности самой скважины из-за наличия прямой связи между производительностью насоса и продуктивностью скважины. Для повышения продуктивности скважины необходимо использовать дополнительные методы обработки пласта (обработку призабойной зоны) и способы освоения.

Целью изобретения являются увеличение производительности скважин за счет освоения скважины и очистки закольматированной призабойной зоны пласта непосредственно самим насосом и вывода скважины на оптимальный режим работы без проведения подземного ремонта и увеличения диаметра насоса.

Поставленная цель достигается тем, что в способе повышения производительности скважин, оборудованных штанговыми насосами, включающем изменение параметров работы насосной установки, согласно изобретению, после оценки величины снижения продуктивности призабойной зоны пласта по сравнению с отдаленной зоной и определения степени кольматации призабойной зоны в скважину спускают насос номинальной производительности больше требуемой для данной продуктивности скважины, производят освоение и исследование на режимах, обеспечивающих максимальную производительность насоса, создают депрессию на пласт и выносят из призабойной зоны кольматант, затем уменьшают параметры работы насосной установки до получения минимального значения подачи, прослеживают динамику восстановления динамическою уровня, после чего производят корректировку параметров работы насосной установки до оптимальных для максимальной продуктивности скважины.

Признаками изобретения являются:
1. Оценка величины снижения продуктивности призабойной зоны по сравнению с отдаленной зоной скважины и определение степени кольматации призабойной зоны.

2. Определение по величине продуктивности требуемого диаметра насосной установки и спуск в скважину насоса номинальной производительностью больше требуемой для данной продуктивности.

3. Освоение и исследование на режимах, обеспечивающих максимальную производительность насосной установки.

4. Создание депрессии на пласт и вынос из призабойной зоны кольматанта.

5. Уменьшение параметров работы насосной установки до получения минимальных значений подачи и исследование динамики восстановления динамического уровня.

6. Корректировка параметров работы насосной установки до оптимальных значений для максимальной продуктивности скважины.

Признак 6 является общим с прототипом, признаки 1-5 являются отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения
Эксплуатация добывающих скважин сопровождается естественной кольматацией призабойной зоны пласта высокомолекулярными углеводородными соединениями и минеральными составляющими отложений. Задача повышения продуктивности скважин в условиях кольматации призабойной зоны пласта, установления оптимального режима насосного оборудования для обеспечения максимальной производительности насоса решается в данном изобретении. При этом предполагается, что все технологические операции производятся одним и тем же насосом.

При проведении работ по повышению производительности скважин вначале снимают кривую восстановления уровня (КВУ) и определяют степень кольматации призабойной зоны пласта по сравнению с отдаленной. При этом учитывают коэффициенты продуктивности, проницаемости, пьезопроводности, гидропроводности и скин-эффекта. По полученным значениям исследованных параметров производят выбор требуемого насоса для восстановления продуктивности скважины. В процессе работы насоса путем установления максимальных параметров откачки создается депрессия на пласт, в результате чего происходит срыв и вынос из призабойной зоны углеводородного и минерального кольматанта.

После очистки призабойной зоны операции исследования скважины повторяются и определяются новая продуктивность скважины и предполагаемый ее дебит. Далее в соответствии с предполагаемым дебитом устанавливаются оптимальные параметры работы насосного оборудования.

Пример конкретного выполнения
Испытания способа повышения производительности скважин, оборудованных штанговыми насосами, проводилось на скважине N 1397 Бегешкинского месторождения.

Степень загрязнения призабойной зоны оценивалась по коэффициентам проницаемости призабойной зоны и пласта.

Состояние призабойной зоны определялось как
R_п=K_пз/K_пл,
где K_пз - проницаемость призабойной зоны, Д;
K_пл - проницаемость пласта, Д.

Если R_п меньше 1, то поровое пространство призабойной зоны блокировано асфальтосмолистыми образованиями, кольматационным материалом закачиваемых вод, остатками бурового раствора.

Состояние R_п больше 1 характеризует лучшую проницаемость коллектора вокруг скважины по сравнению с отдаленными участками.

Расчет коэффициентов проницаемости призабойной зоны и пласта до проведения испытаний способа по изобретению производился по результатам исследований скважин методом восстановления давления, табл. 1
Как видно из табл. 1, величины проницаемости призабойной зоны пласта и ее отдаленной части отличаются по абсолютному значению, а их отношение меньше 1. Низкая проницаемость призабойной зоны пласта (22% от проницаемости отдаленной части) свидетельствует о ее загрязнении.

Наличие асфальтосмолопарафиновых и минеральных отложений в призабойной зоне скважины 1397 подтверждается снижением проницаемости пласта и продуктивности скважины. Если в феврале 1998 года проницаемость ПЗ составила 0.0042 Д, то уже в июне она снизилась в 1.3 раза и составила 0.00322 Д. Скважина эксплуатировалась с дебитом по жидкости 6.6 т в сутки, насосом НСН 2-38. В указанный период никаких ремонтных и других работ на скважине не производилось, поэтому ухудшение проницаемости призабойной зоны можно отнести преимущественно за счет отложений.

После проведенных исследований принято целесообразным спуск в скважину насоса НСН-2-56. Освоение скважины и создание депрессии на пласт осуществляли при скорости откачки 21 м/мин (длина хода плунжера - 3 метра и число качаний 7 в минуту). При этом за 1,5 ч работы уровень в скважине упал с 400 м до 870 м, а затем темп падения уровня резко замедлился. Через 3 ч работы скважину остановили и сняли кривую восстановления уровня. По полученным значениям рассчитали параметры работы пласта, табл.2.

Полученные результаты свидетельствуют о том, что все исследуемые параметры после испытания по абсолютной величине превосходят все параметры, полученные до испытания. Продуктивность призабойной зоны выровнялась с продуктивностью отдаленной зоны пласта. Это свидетельствует об очистке призабойной зоны от кольматационных материалов и эффективности принятого способа повышения производительности скважин. Полученный среднесуточный дебит по жидкости после установления оптимальных параметров для данной продуктивности скважины (L=1,8 м и N=4,5 кач/мин) составил 23.5 т/сут.

Применение предложенного способа позволяет увеличить производительность скважин за счет очистки закольматированной призабойной зоны пласта непосредственно самим насосом и вывода скважины на оптимальный режим работы.

Источники информации, принятые во внимание при составлении заявки:
1. Шуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М., Недра, 1983, 510 с.

2. Уметбаев В.Г. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин: Справочник рабочего. - М.: Недра, 1989.- 215 с.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения производительности добывающих скважин, оборудованных штанговыми насосами. Обеспечивает увеличение производительности скважин за счет освоения скважины и очистки закольматированной призабойной зоны пласта самим насосом и вывода скважины на оптимальный режим работы без проведения подземного ремонта и увеличения диаметра насоса. Сущность изобретения: по способу скважины оборудуют штанговыми насосами. Изменяют параметры насосной установки, после оценки величины снижения продуктивности призабойной зоны пласта по сравнению с отдаленной зоной и определения степени кольматации призабойной зоны в скважины спускают насос номинальной производительности больше требуемой для данной продуктивности скважины. Производят освоение и исследование на режимах, обеспечивающих максимальную производительность насоса. Создают депрессию на пласт и выносят из призабойной зоны кольматант, затем уменьшают параметры работы насосной установки до получения максимального значения подачи. Прослеживают динамику восстановления динамического уровня. Производят корректировку параметров работы насосной установки до оптимальных для максимальной продуктивности скважины. 2 табл.

Способ повышения производительности скважин, оборудованных штанговыми насосами, включающий изменение параметров работы насосной установки, отличающийся тем, что после оценки величины снижения продуктивности призабойной зоны пласта по сравнению с отдаленной зоной и определения степени кольматации призабойной зоны в скважину опускают насос номинальной производительности больше требуемой для данной продуктивности скважины, производят освоение и исследование на режимах, обеспечивающих максимальную производительность насоса, создают депрессию на пласт и выносят из призабойной зоны кольматант, затем уменьшают параметры работы наносной установки до получения минимального значения подачи, прослеживают динамику восстановления динамического уровня, после чего производят корректировку параметров работы насосной установки до оптимальных для максимальной продуктивности скважины.