Способ волноводного воздействия на призабойную зону добывающей скважины Российский патент 2024 года по МПК E21B43/16 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения продуктивности добывающих скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами (ШГН).

Воздействие на призабойные зоны добывающих скважин импульсами гидродинамического давления является одной из технологий активизации фильтрационных процессов в этих зонах и способствует повышению продуктивности скважин (Сургучев М.Л., Кузнецов О.Л., Симкин Э.М. Гидродинамическое, акустическое, тепловое циклическое воздействие на нефтяные пласты. - М.: Недра, 1975. - 320с.; Дыбленко В.П., Камалов Р.Н., Шарифуллин Р.Я. Туфанов И.А. Повышение продуктивности и реанимация скважин с применением виброволнового воздействия - М.: Недра, 2000. — 380с.). Волновое (ударно-волновое) воздействие на призабойную зону скважины способствует очистке порового пространства этой зоны и перфорационных каналов от механических осадков, отложений солей, асфальто-смолисто-парафиновых отложений, а также приводит к релаксации избыточных напряжений в породе, к снижению эффективной вязкости пластовых флюидов и др.

Особый практический интерес представляют способы волнового воздействия на призабойные зоны добывающих скважин, совмещаемые с процессом эксплуатации этих скважин, поскольку положительный эффект от воздействия может достигаться при длительной по времени волновой обработке призабойных зон и с экономических позиций важно, чтобы в течение этого времени процесс добычи нефти не прекращался.

Наиболее подходящими для волнового воздействия на призабойные зоны добывающих скважин, без прекращения их эксплуатации, являются скважины, эксплуатируемые с помощью ШГН, поскольку работа таких насосов характеризуется цикличностью отбора нефти из ствола скважины, обусловленной цикличностью работы станка-качалки и сопровождаемой развитием волновых процессов как в колонне насосно-компрессорных труб и в колонне насосных штанг, так и в жидкости, заполняюшей ствол скважины (Мухаметзянов А.К., Чернышев И.Н., Липерт А.И., Ишемгужин С.Б. Добыча нефти зитанговыми насосами. - М.: Недра, 1993 - 350с.).

Известен способ (патент РФ № 2150577, опубл. Бюл. №16, 10.06.2000), согласно которому упругие волны, развивающиеся в колонне насосно-компрессорных труб при работе ШГН, с помошью хвостовика с поршнем, установленным в его нижней части, спускаемого до уровня продуктивного пласта, возбуждают процесс колебаний гидродинамического давления в стволе скважины, воздействующих на ее призабойную зону. Недостатком этого способа является невысокая амплитуда колебаний гидродинамического давления, измеряемая сотыми долями МПа, при практически приемлемой длине поршня ~ 1 м, что обусловливает низкую эффективность такого волнового воздействия на призабойную зону добывающей скважины.

Известен способ (Патент РФ №2547880, опубл. Бюл. №10, 10.04.2015), согласно которому амплитуда колебаний гидродинамического давления в стволе скважины, эксплуатируемой с помощью ШГН, может быть увеличена путем установки в нижней части хвостовика батареи дросселирующих элементов, в качестве которых могут использоваться круглые диски. За счет суммирования перепадов гидродинамического давления на каждом диске при возвратно-поступательном движении хвостовика в стволе скважины происходит значительное увеличение амплитуды колебаний гидродинамического давления, возбуждаемых в стволе скважины. Вместе с тем, для достижения амплитудой колебаний давления значений ~ 1 МПа и более, что наиболее эффективно для волнового воздействия на призабойную зону скважины, длина батареи дроссельных элементов должна достигать десяти и более метров, что затрудняет практическое применение этого способа.

Цикличность работы ШГН приводит к возбуждению колебаний гидродинамического давления в стволе скважины, особенно значительных по амплитуде, в случае, когда отбор скважинной жидкости производится из ограниченного объема ствола на уровне продуктивного интервала, изолированного от вышерасположенной части ствола пакером, то есть, уплотняющим элементом, разобщающим различные участки ствола. Установка пакеров в стволе скважины обычно применяется при раздельной эксплуатации одной добывающей скважиной разных продуктивных пластов или для изоляции участка ствола скважины с негерметичностью колонны обсадных труб.

Наиболее близким к заявляемому способу является способ, описанный в работе (Повжик П.П., Демяненко Н.А., Сердюков Д.В., Галай М.И. Увеличение КИН на истощённых залежах с низким пластовым давлением. - Деловой журнал «Мевеват. ВО», 2018. - №6. - с.64-68), согласно которому при разработке продуктивного пласта с пониженным пластовым давлением интервал продуктивного пласта изолируется от вышерасположенной части ствола пакером, установленным над пластом, и для увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН) отбор скважинной жидкости при эксплуатации добывающей скважины производится с помощью погружного насоса из подпакерного пространства ствола скважины. Если в качестве погружного насоса использовать ШГН, то указанный способ может применяться, как способ волнового воздействия на призабойную зону добывающей скважины с целью повышения ее продуктивности в любых продуктивных пластах. Недостатком способа является то, что при его применении не контролируется длительность воздействия колебаний гидродинамического давления в подпакерной зоне ствола скважины на ее призабойную зону, необходимая для достижения максимального эффекта от волновой обработки этой зоны.

Технической задачей, решаемой предлагаемым изобретением, является повышение эффективности волнового воздействия на призабойную зону добывающей скважины, совмещаемого с процессом эксплуатации этой скважины.

Техническая задача решается способом, согласно которому для волнового воздействия на призабойную зону с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами выбирается скважина, эксплуатируемая с помощью ШГН, над продуктивным пластом устанавливается пакер и отбор скважинной жидкости производится из подпакерного пространства ствола скважины. Новым является то, что в течение периода эксплуатации скважины с отбором жидкости из подпакерного пространства производится динамометрирование работы насоса и указанный период (Период волнового воздействия на призабойную зону скважины) продолжается, по меньшей мере, до времени окончания периода снижения величины максимальной нагрузки на устьевой шток (передаточное звено между станком-качалкой и колонной насосных штанг) и/или разности между величинами максимальной и минимальной нагрузки на устьевой шток.

Сущность изобретения заключается в следующем.

Работа ШГН характеризуется цикличностью, при которой отбор скважинной жидкости из ствола скважины и поступление ее в цилиндр насоса происходит только при ходе колонны штанг вверх, то есть, в первой половине полного периода возвратно-поступательного движения насосных штанг. При обратном ходе колонны штанг всасывающие клапаны насоса перекрываются и отбора скважинной жидкости из ствола скважины в течение этого второго полупериода не происходит. Неравномерность отбора скважинной жидкости из ствола скважины в течение одного полного периода работы ШГН является причиной развития колебаний гидродинамического давления в столе скважины.

При стандартном применении ШГН насос спускается в скважину, как правило, на глубину ниже динамического уровня жидкости в стволе скважины на несколько сотен метров и колебания гидродинамического давления в стволе скважины, возбуждаемые неравномерностью процесса отбора жидкости, в значительной степени нейтрализуются притоком жидкости из кольцевого пространства скважины между насосными и обсадными трубами. При скорости звука в скважинной жидкости ~ 1 - 1.5 км и расстоянии до свободной поверхности в кольцевом пространстве, измеряемом несколькими сотнями метров, время пробега упругой волны по скважинной жидкости от приема насоса до свободной поверхности составляет несколько десятых долей секунды. Отсюда следует, что при характерных значениях периода колебаний ~ 5 - 10 с в течение полупериода отбора жидкости устанавливается квазистационарное движение жидкости от свободной поверхности в кольцевом пространстве скважины к приему насоса, за счет которого практически полностью обеспечивается заполнение цилиндра насоса в этот полупериод. При характерных значениях площади кольцевого пространства скважины ~ 100 см² и объема скважинной жидкости ~ 2000 - 3000 см³, отбираемой из ствола скважины в течение первого полупериода, понижение уровня жидкости в кольцевом пространстве скважины будет измеряться величинами в 20 - 30 см, что соответствует изменениям величины гидродинамического давления в скважине порядка тысячных долей МПа (сотых долей атмосферы).

Таким образом, амплитуда колебаний гидродинамического давления в скважине, обусловленная периодичностью работы ШГН при их стандартном использовании, незначительна по величине и, соответственно, не может существенным образом повлиять на состояние призабойной зоны скважины.

Вместе с тем, при применении ШГН с отбором пластового флюида из ствола скважины с использованием пакеров ситуация изменяется принципиальным образом. Пакерование или изолирование нижней части ствола скважины от его вышерасположенной части применяется, как правило, для предотвращения нежелательного воздействия пластового флюида на металл обсадных труб выше продуктивного пласта или для выделения, определенного пропластка в продуктивной толще для его отдельной разработки, то есть, отбор пластового флюида из подпакерного пространства ствола добывающей скважины является достаточно часто применяемым способом ее эксплуатации. При этом важно отметить, что во время отбора скважинной жидкости из ограниченного объема подпакерного пространства ствола скважины, то есть, при ходе колонны насосных штанг вверх, происходит понижение величины гидродинамического давления в этом ограниченном по объему подпакерном пространстве, а при обратном ходе колонны насосных штанг при перекрытых всасывающих клапанах насоса, когда отбора скважинной жидкости из подпакерного пространства ствола скважины не происходит, величина гидродинамического давления в этом пространстве повышается за счет притока пластового флюида в ствол скважины.

Для аналитической оценки величины максимальной амплитуды колебаний гидродинамического давления в стволе скважины при отборе флюида из подпакерного пространства ее ствола были использованы теоретические результаты (Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. - М.: Недра, 1984. - 269c.), описывающие процесс распространения гармонических колебаний давления в призабойных зонах скважин. Также при математическом анализе было использовано известное представление полусинусоидальной функции, с высокой точностью описывающей зависимость количества отбираемой скважинной жидкости от времени за один полный период работы ШГН, в виде конечного ряда гармонических функций, приведенное в справочнике (Корн Г., Корн Т. Справочник по математике. Для научных работников и инженеров, М.: Наука, 1977. - 832c.).

Математическое моделирование влияния процессов отбора скважинной жидкости из подпакерного пространства ствола скважины и процессов притока пластового флюида в это пространство на амплитуду колебаний гидродинамического давления показало, что с высокой точностью, достаточной для практических приложений, максимальная амплитуда ΔР [Па] таких колебаний в подпакерном пространстве ствола скважины описывается формулой

в которой параметром Q [м³/с] обозначена величина дебита скважины, k [м²] - коэффициент проницаемости продуктивного пласта, h [м] - его толщина, μ [Па·с] - динамическая вязкость пластового флюида, χ [m/c] - коэффициент пьезопроводности пласта, Т [c] - полный период возвратно-поступательного движения насосных штанг при работе ШГН, R [м] - радиус ствола скважины. График численно рассчитанной безразмерной функции F(χ·T/R²) в виде зависимости от аргумента Ln(χ·T/R²) представлен на прилагаемой фигуре.

Как можно видеть из приведенной формулы и графика для функции F(Ln(χ·T/R²)), для высокопроницаемых пластов с малой вязкостью пластового флюида амплитуда колебаний гидродинамического давления в подпакерной зоне ствола скважины при работе ШГН будет незначительна по величине. Так, при значениях параметров, входящих в приведенную формулу: χ= 1м², Т=10с, R = 0.1м, Q = 2·10^-4 м³/c (~ 20 м³/сутки), k=10^-12 м²/c, μ = 1 MПa·c, h = 10 м максимальная величина колебаний давления согласно этой формуле будет равна ~ 0.02 МПа.

Вместе с тем, при разработке продуктивных пластов даже со средними фильтрационными характеристиками - с проницаемостью k, равной 10^-13 м²/с, вязкостью пластового флюида μ, равной 10 мПа·с (χ ~ 0.01 м²) и при прежних значениях остальных коэффициентов в приведенной формуле, амплитуда колебаний давления в подпакерной зоне ствола скважины уже будет равна ~ 0.6 МПа. При более низких значениях проницаемости пласта и более высокой вязкости пластового флюида амплитуда колебаний давления в подпакерной зоне ствола скважины, как это следует из приведенной формулы, будет существенно возрастать, поскольку уменьшение величины функции F(Ln(χ·T/R²)) (cм. фигуру), обусловленное соответствующим уменьшением коэффициента пьезопроводности YX, будет достаточно медленным.

На основании результатов представленного анализа можно заключить, что применение ШГН с установкой пакера над продуктивным пластом приводит к развитию колебаний гидродинамического давления в подпакерном пространстве ствола скважины с амплитудой, которая при определенных условиях может достигать величин порядка 1 МПа и более. Условиями, при которых достигаются высокие амплитуды этих колебаний, являются пониженная проницаемость продуктивного пласта, достаточно высокая динамическая вязкость пластового флюида и высокие дебиты добывающих скважин. Таким образом, при выполнении указанных условий применение ШГН с установкой пакеров в стволах добывающих скважинах может с высокой эффективностью использоваться как способ непрерывного волнового воздействия на призабойные зоны этих скважин в процессе их эксплуатации.

Продолжительность волновой обработки призабойной зоны скважины, то есть, периода отбора нефти из подпакерной зоны ее ствола с применением ШГН, достаточная для достижения максимального эффекта с позиций повышения продуктивности этой скважины, может быть определена следующим образом. Ухудшенная фильтрационная проводимость призабойной зоны скважины, как это следует из приведенной формулы, приводит к повышенным значениям амплитуды колебаний гидродинамического давления в подпакерном пространстве ствола скважины. По мере улучшения фильтрационных характеристик призабойной зоны скважины, обусловленного волновым воздействием на нее, амплитуда колебаний гидродинамического давления при отборе нефти из подпакерного пространства ствола скважины будет постепенно снижаться, соответственно, будет снижаться и величина максимальной нагрузки на устьевой шток насосной установки и разница между максимальной и минимальной нагрузкой на этот шток. Отсюда следует, что если в процессе эксплуатации скважины с отбором нефти из подпакерного пространства ее ствола производить непрерывное динамометрирование, то есть, измерение нагрузки на устьевой шток, то время, начиная с которого максимальная нагрузка на устьевой шток и/или величина разности между максимальной и минимальной нагрузкой перестанет снижаться, можно считать временем достижения максимального эффекта от волнового воздействия на призабойную зону скважины. Далее скважину можно продолжать эксплуатировать по-прежнему, с отбором нефти из подпакерного пространства ее ствола, или, если пакер и средства динамометрирования скважин необходимо использовать для волновой обработки других скважин, эксплуатацию данной добывающей скважины можно продолжить стандартным образом без пакера.

На основании вышеизложенного предлагаемый способ волновой обработки призабойной зоны добывающей скважины с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами этой зоны описывается следующим образом.

Способ волнового воздействия на призабойную зону добывающей скважины, включающий установку пакера в стволе скважины над продуктивным пластом и отбор скважинной жидкости из подпакерного пространства ствола скважины с помощью штангового глубинного насоса, отличающийся тем, что в процессе отбора скважинной жидкости производят динамометрирование и продолжительность периода волновой обработки призабойной зоны с отбором скважинной жидкости из подпакерного пространства этой скважины выбирают равной или превышающей продолжительность периода времени, в течение которого происходит снижение максимальной нагрузки на устьевой шток насоса и/или величины разности между максимальной и минимальной нагрузкой на этот шток.

Пример применения предлагаемого способа.

Для волновой обработки призабойной зоны добывающей скважины с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами с целью повышения фильтрационной проводимости этой зоны выбирается скважина, эксплуатируемая с помощью ШГН. Над продуктивным пластом в стволе скважины устанавливается пакер и начинает производиться отбор нефти из подпакерного пространства ствола, что является началом волнового воздействия на призабойную зону этой скважины. Производится непрерывное динамометрирование этой скважины, позволяющее определить момент времени, начиная с которого величина максимальной нагрузки на устьевой шток ШГН перестанет снижаться. Этот момент времени считается моментом достижения максимального эффекта от волновой обработки призабойной зоны скважины, заключающегося в максимально возможном повышении фильтрационной проводимости призабойной зоны, и эта скважина может продолжать эксплуатироваться с отбором нефти из подпакерной зоны ствола скважины или переводиться в режим стандартной эксплуатации без пакера.

Применение данного способа волнового воздействия на призабойную зону добывающей скважины позволит повысить продуктивность этой скважины без прекращения ее эксплуатации в период волнового воздействия.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения продуктивности добывающих скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами. Техническим результатом является повышение продуктивности скважины без прекращения ее эксплуатации в период волнового воздействия. Способ волнового воздействия на призабойную зону добывающей скважины включает установку пакера в стволе скважины над продуктивным пластом и отбор скважинной жидкости из подпакерного пространства ствола скважины с помощью штангового глубинного насоса, согласно изобретению в процессе отбора скважинной жидкости производят динамометрирование и продолжительность периода волновой обработки призабойной зоны с отбором скважинной жидкости из подпакерного пространства этой скважины выбирают равной или превышающей продолжительность периода времени, в течение которого происходит снижение максимальной нагрузки на устьевой шток насоса и/или величины разности между максимальной и минимальной нагрузками на этот шток.

Способ волнового воздействия на призабойную зону добывающей скважины, включающий установку пакера в стволе скважины над продуктивным пластом и отбор скважинной жидкости из подпакерного пространства ствола скважины с помощью штангового глубинного насоса, отличающийся тем, что в процессе отбора скважинной жидкости производят динамометрирование и продолжительность периода волновой обработки призабойной зоны с отбором скважинной жидкости из подпакерного пространства этой скважины выбирают равной или превышающей продолжительность периода времени, в течение которого происходит снижение максимальной нагрузки на устьевой шток насоса и/или величины разности между максимальной и минимальной нагрузками на этот шток.