УСТРОЙСТВО ДЛЯ ВОЛНОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРОДУКТИВНЫЕ ПЛАСТЫ Российский патент 2008 года по МПК E21B43/25 E21B28/00 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов при эксплуатации нефтяных скважин штанговыми глубинными насосами.

Известен способ эксплуатации скважин штанговым глубинным насосом с хвостовиком, то есть с дополнительной колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), устанавливаемых под насосом с целью улучшения условий движения водонефтяной смеси к насосу. При этом хвостовик может быть установлен как в подвешенном состоянии, так и с опорой на забой. В последнем случае хвостовик обеспечивает также разгрузку колонны НКТ от избыточных напряжений (а.с. №1483042, 1987; а.с. №1585502, 1990).

Известно устройство (патент РФ №2133816, 1997), когда хвостовик опирается не на забой скважины, а на специально установленный якорь, жестко связанный с колонной обсадных труб.

Как известно (Добыча нефти штанговыми насосами / Мухаметзянов А.К., Чернышев И.Н., Липерт А.И., Ишемгужин С.Б. - М.: Недра, 1993. - 350 с.), при работе штангового глубинного насоса возвратно-поступательное движение колонны штанг и плунжера насоса вызывает развитие переменных динамических нагрузок в колонне НКТ. Хвостовик с опорой на забой или на якорь передает в породу эти динамические нагрузки и, таким образом, инициирует распространение низкочастотных упругих волн по горной породе от призабойной зоны скважины. Известно, что волновое воздействие на продуктивные пласты обусловливает снижение обводненности добываемой продукции и повышение нефтеотдачи пластов (Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. М., Недра, 1985, с.455). Вместе с тем, интенсивность упругих волн, возбуждаемых работой станка-качалки и передаваемых через опору хвостовика в породу, мала для эффективного волнового воздействия на пласт, и это является основным недостатком указанных устройств и способов. Для достижения более значительного эффекта по снижению обводненности добываемой продукции интенсивность возбуждаемых волн необходимо каким-либо образом усилить.

Наиболее близким к предлагаемому является устройство (патент РФ №2124119, 1997), в котором для увеличения интенсивности упругих волн площадь сечения труб хвостовика возрастает по экспоненциальному закону при приближении к забою скважины. Практически рост площади сечения хвостовика обеспечивается его ступенчатой компоновкой, то есть компоновкой из секций труб различного диаметра с ростом диаметра секций при приближении к забою.

Недостатком этого устройства является то, что при низкочастотных упругих колебаниях, когда длина возбуждаемых волн значительно превышает характерные размеры хвостовика (в данном случае длину составляющих его секций труб), передача упругих напряжений через такой хвостовик происходит в квазистационарном режиме, то есть практически без их усиления. Действительно, продолжительность фазы динамического нагружения (разгрузки) НКТ при работе станка-качалки измеряется величинами порядка 0.5 сек и при скорости звука в металле ˜5100 м/с характерная длина возбуждаемой упругой волны будет равна примерно 2500-3000 м, что почти на порядок превышает реальные размеры хвостовиков. Это означает, что в действительности эффект динамического усиления упругих импульсов при их прохождении через хвостовик с нарастающим по экспоненте сечением практически не будет проявляться и, по существу, такой хвостовик будет передавать нагрузку на забой в квазистационарном режиме, то есть аналогично однородному по длине хвостовику.

Недостатком этого устройства является также то, что наличие труб большого диаметра в нижней части хвостовика повышает опасность прихвата такой компоновки при выносе песка при эксплуатации скважины.

Технической задачей, решаемой предлагаемым изобретением, является повышение интенсивности упругих импульсов и повышение эффективности процесса их передачи в продуктивный пласт.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении способа, - снижение обводненности добываемой продукции и повышение нефтеотдачи продуктивных пластов.

Решение поставленной задачи достигается использованием хвостовиков с компоновкой, отличающейся тем, что в верхней части хвостовика, под фильтром, устанавливается утяжеленный элемент (сплошной металлический цилиндр или секция утяжеленных труб). Параметры утяжеленного элемента и место его установки выбираются исходя из условия, согласно которому в периоде качаний станка-качалки должно укладываться нечетное число периодов колебаний колонны труб с утяжеленным элементом на собственной частоте.

При этом длина утяжеленного элемента l_m не должна превышать 0.1·L, где L - глубина скважины (длина всей компоновки НКТ от устья до забоя), а место установки этого элемента должно находиться в верхней половине хвостовика.

Длина хвостовика в оптимальном варианте должна быть равна половине длины ствола скважины L или, если технологические условия не позволяют спустить насос до середины ствола, длина хвостовика должна быть максимально близкой к этой величине.

Численный анализ процесса формирования упругих волн в компоновке НКТ с хвостовиком с опорой на забой, инициируемого работой станка-качалки, показал, что экспоненциальный закон нарастания площади его сечения слабо, в пределах нескольких процентов, усиливает нагрузку на забой в сравнении с однородной компоновкой хвостовика. Как отмечалось выше, это обусловлено большой длиной возбуждаемой волны в сравнении с характерными размерами реально используемых хвостовиков и практически квазистационарным характером их нагружения. Вместе с тем, численные и аналитические исследования особенностей развития упругих колебаний в компоновке НКТ позволили установить, что включение в компоновку хвостовика компактного утяжеленного элемента приводит к эффекту снижения собственной частоты колебаний колонны НКТ, что создает дополнительные возможности управления процессом развития упругих колебаний в колонне. Возможность согласования периода упругих колебаний в колонне НКТ с периодом процесса нагрузки - разгрузки колонны, обусловленного работой станка-качалки, создает условия резонансного усиления амплитуды упругих волн и, соответственно, увеличения интенсивности волнового воздействия на пласт. Согласование периодов означает выполнение условия, в соответствии с которым в периоде качаний станка-качалки в оптимальном варианте должно укладываться целое нечетное число периодов собственных колебаний колонны НКТ с утяжеленным элементом. Этот вариант согласования будет являться оптимальным, поскольку в периоде качаний станка-качалки присутствует как фаза нагружения колонны, так и практически ей симметричная фаза разгрузки. Поэтому при условии, что в полупериоде колебаний станка-качалки укладывается целое число периодов колебаний колонны плюс половина периода, будет происходить одновременное резонансное согласование как фаз нагружения, так и фаз разгрузки колонны с соответствующими фазами колебаний колонны на собственной частоте.

Для иллюстрации установленного эффекта изменения собственной частоты колонны от включения в компоновку компактного тяжелого элемента на фиг.1 приведены характерные результаты численного расчета (в безразмерных переменных) зависимости нагрузки на забой от времени при однородной компоновке (кривая 1) и компоновке колонны НКТ с утяжеленным элементом в ее средней части (кривая 2). При проведении данных расчетов принималось, что в покоящейся до начального момента времени t=0 упругой колонне длиной 1500 м в ее средней точке прикладывается нагрузка F по закону F=(t/2500)² при t<2500 и F=1 при t>2500 (1 секунде физического времени в данных расчетах соответствует примерно 5000 единиц безразмерного времени). Отметим, что хотя такая постановка задачи отражает развитие волнового процесса от действия единичного импульса нагрузки колонны, что не вполне соответствует реальному установившемуся процессу нагрузки-разгрузки колонны НКТ при работе станка-качалки, но, тем не менее, эти расчеты позволяют проиллюстрировать эффект зависимости собственной частоты развивающихся в колонне колебаний от наличия в ее компоновке компактного утяжеленного элемента.

Как следует из представленных результатов, зависимость нагрузки на забой от времени для однородной компоновки НКТ со стандартным диаметром труб 73 мм достаточно быстро выходит на периодический режим, период которого определяется временем пробега упругой волны от забоя до устья и обратно (кривая 1). Включение в компоновку колонны под насосом сплошного стального цилиндра диаметром 8 см и длиной 20 м (кривая 2), приводит, как видно из фиг.2, к заметному увеличению периода собственных колебаний компоновки, а также к некоторому увеличению амплитуды этих колебаний.

Аналитические исследования также подтвердили эффект уменьшения собственной частоты колебаний колонны от включения компактного утяжеленного элемента в ее компоновку. Период Т колебаний колонны с компактным утяжеленным элементом может быть выражен формулой вида

Т=Т₀·(1+ε), ε>0,

где Т₀ - период колебаний однородной колонны, ε - некоторый корректирующий параметр, величина которого зависит от длины всей колонны L, длины утяжеленного элемента l_m, отношения удельных масс колонны труб и утяжеленного элемента, места установки этого элемента в колонне. Числовое значение параметра ε определяется из решения, численного или аналитического, задачи нахождения собственных частот колебаний упругого стержня с массивным компактным включением.

Компактность утяжеленного элемента означает выполнение условия l_m/L<<1, означающего, что его длина должна быть малой в сравнении с длиной всей компоновки. Численный анализ показал, что условия l_m/L<0.1 практически достаточно для того, чтобы сохранялся описываемый эффект снижения собственной частоты колебаний колонны.

Проведенный анализ показал, что величина ε уменьшается до нуля при смещении места установки утяжеленного элемента в нижнюю часть хвостовика. Численными исследованиями установлено, что условием достижения практически значимого эффекта является условие размещения этого элемента в верхней половине хвостовика, то есть верхний конец утяжеленного элемента должен быть расположен выше середины хвостовика. Отметим, что при выполнении этого условия трубы в нижней части хвостовика будут иметь стандартный, а не увеличенный диаметр, что важно для предотвращения образования прихватов хвостовика в процессе эксплуатации скважины.

Численный анализ показал, что глубина спуска насоса, как источника упругих колебаний в колонне, также влияет на картину развивающихся колебаний. Это влияние проявляется, главным образом, через амплитуду колебаний кривой, представляющей зависимость нагрузки на забой от времени. Приближение насоса к забою, то есть уменьшение длины хвостовика, или, напротив, установка насоса вблизи устья скважины (предельное увеличение длины хвостовика), приближает к нулю амплитуду возбуждаемых колебаний. Оптимальным уровнем спуска насоса с рассматриваемых позиций является середина ствола скважины, когда достигает максимума амплитуда колебаний, то есть достигается максимум динамического воздействия на забой. В реальности низкий динамический уровень жидкости в скважине может не позволить установить насос в середине ствола и в этом случае насос должен быть установлен на минимальном технологически возможном расстоянии от середины ствола скважины, то есть длина хвостовика должна быть максимально близкой к половине длины ствола скважины.

На основании вышеизложенного можно заключить, что устройством, позволяющим повысить эффективность волнового воздействия на продуктивные пласты, является устройство, включающее глубинный штанговый насос, колонну насосно-компрессорных труб с фильтром и хвостовиком с опорой на забой, отличающееся тем, что в верхней половине хвостовика устанавливается утяжеленный элемент (сплошной металлический цилиндр или секция труб увеличенного диаметра).

При этом длина утяжеленного элемента должна удовлетворять условию

l_m/L<0.1,

где l_m - длина утяжеленного элемента, м;

L - глубина скважины (расстояние от устья до забоя), м.

Параметры утяжеленного элемента определяются расчетным путем, исходя из условия, согласно которому в периоде качаний станка-качалки должно укладываться целое нечетное число периодов собственных колебаний колонны труб с утяжеленным элементом.

Длина хвостовика должна равняться половине длины ствола скважины.

Предлагаемое устройство рассчитывается и устанавливается в скважине следующим образом.

Пусть глубина скважины равна 1200 м и динамический уровень жидкости в стволе позволяет спустить штанговый насос на глубину 750 м, то есть до середины ствола скважины. Используются стандартные насосно-компрессорные трубы диаметром 73 мм с толщиной стенки 5.5 мм. (С учетом поправки на муфтовые соединения эффективная площадь сечения труб должна быть увеличена в 1.0289 раза). Пусть число качаний станка-качалки может быть выбрано из ряда целых значений 5-15 качаний в минуту. В качестве утяжеленного элемента допускается использовать сплошные стальные цилиндры диаметрами 10 или 8 см.

При скорости звука в стальных трубах, равной 5100 м/с, период собственных колебаний Т₀ однородной колонны труб при указанных параметрах составит величину Т₀=2400/5100=0.47059 с. Из представленного выше ряда возможных значений числа колебаний станка-качалки наиболее подходящим значением является 11 качаний в минуту. Действительно, соответствующий период составит величину, равную 60/11=5.4545 с и в этом периоде практически укладывается целое нечетное число периодов собственных колебаний колонны Т₀: Т₀·11=5.17647 с. Для точного согласования периодов необходимо увеличить период Т₀ до величины, равной 0.49586 с, то есть величина ε в вышеприведенной формуле должна быть равной 0.051.

Решение задачи нахождения собственных частот колебаний упругой колонны с закрепленными концами с массивным включением в середине колонны при приведенных выше параметрах этой колонны приводит к следующим результатам. При использовании стального цилиндра диаметром 10 см необходимое значение параметра ε будет достигаться при длине цилиндра равной 11.0 м, при использовании цилиндра диаметром 8 см его длина должна быть равной 19.2 м.

В скважину до середины ее глубины спускается глубинный штанговый насос с фильтром и хвостовиком, опирающимся на забой. В верхней части хвостовика установлен сплошной металлический цилиндр с вышеуказанными параметрами. Далее скважина запускается в эксплуатацию по стандартной программе.

Для повышения прочности забоя и улучшения его свойств, необходимых для эффективной передачи упругих импульсов в породу, целесообразно сформировать искусственный забой скважины с цементированием отрезка стальной толстостенной трубы. Интенсивность напряжений, развивающихся на поверхности контакта этой трубы с цементным камнем, убывает по мере удаления от верхней части трубы, поэтому рационально цементировать отрезок трубы относительно небольших размеров. Расчеты показали, что для условий, характерных для реальных скважин, будет достаточной длина зацементированного отрезка трубы, находящаяся в пределах 2-3 метров.

Схема размещения в скважине НКТ с хвостовиком и утяжеленным элементом в его верней части показана на фиг.2. Здесь цифрами обозначены: 1 - устье скважины, 2 - колонна насосных штанг, 3 - НКТ, 4 - насос, 5 - фильтр, 6 - утяжеленный элемент, 7 - обсадные трубы, 8 - зона продуктивного пласта и интервала перфорации, 9 - зацементированный отрезок трубы; L - длина всей компоновки НКТ от устья до забоя, l_m - длина утяжеленного элемента хвостовика.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов при эксплуатации нефтяных скважин штанговыми глубинными насосами. Устройство для волнового воздействия на продуктивные пласты включает глубинный штанговый насос, колонну насосно-компрессорных труб с фильтром и хвостовиком с опорой на забой. В верхней половине хвостовика устанавливается утяжеленный элемент - сплошной металлический цилиндр или секция утяжеленных труб. При этом выполняется условие

l_m/L<0.1,

где l_m - длина утяжеленного элемента, м;

L - глубина скважины (расстояние от устья до забоя), м.

Техническим результатом является снижение обводненности добываемой продукции и повышение нефтеотдачи продуктивных пластов. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Устройство для волнового воздействия на продуктивные пласты, включающее глубинный штанговый насос, колонну насосно-компрессорных труб с фильтром и хвостовиком с опорой на забой, отличающееся тем, что в верхней половине хвостовика устанавливается утяжеленный элемент (сплошной металлический цилиндр или секция утяжеленных труб), при этом выполнено условие

l_m/L<0,1,

где l_m - длина утяжеленного элемента, м;

L - глубина скважины (расстояние от устья до забоя), м.