способ разработки нефтяного пласта

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяного пласта, разбуренного как минимум одной добывающей скважиной, путем возмущения пласта упругими колебаниями, создаваемыми перемещением поршня в скважине, оборудованной штанговой глубинной насосной установкой, отличающийся тем, что к колонне насосно-компрессорных труб штанговой глубинной насосной установки подсоединяют хвостовик, а поршень устанавливают в эксплуатационной колонне на хвостовике и выше интервала перфорации, при этом поршень перемещают в скважинной жидкости деформацией колонны насосно-компрессорных труб штанговой глубинной установки от веса жидкости, воспринимаемого плунжером этой установки при ее работе.

2. Способ разработки нефтяного пласта по п.1, отличающийся тем, что дополнительно упругие колебания возбуждают ударом бойка, размещенного в эксплуатационной колонне скважины, в хвостовике штанговой глубинной насосной установки с упором на забой.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта путем возбуждения в нем упругих колебаний.

Известен способ возбуждения упругих колебаний в пласте с помощью гидродинамического вибратора, установленного в скважине [1]. Вследствие периодического перекрытия золотником потока нагнетаемой в вибратор жидкости за счет вихревого потока в скважине генерируются акустические волны, воздействующие на пласт.

Недостатком способа является низкая его эффективность, обусловленная затуханием низкочастотных волн непосредственно вблизи ствола скважины. Кроме того, осуществление способа требует остановки скважины, привлечения бригад подземного или капитального ремонта скважин, спецтехнику, дополнительные материалы и оборудование.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ волнового воздействия на залежь и устройство для его осуществления [2].

Устройство включает станок-качалку, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), спущенную в эксплуатационную колонну скважины и подвешенную на устьевой арматуре. На конце НКТ установлен цилиндр. В цилиндре размещен плунжер с возможностью осевого перемещения и выхода из цилиндра в крайнем верхнем положении станка-качалки. Плунжер связан при помощи штанг и полированного штока со станком-качалкой. Между цилиндром и колонной НКТ установлен центратор. На устьевой арматуре смонтировано подзарядное устройство, связанное с емкостью. При ходе плунжера вверх происходит сжатие жидкости в НКТ. В крайнем верхнем положении станка-качалки сжатая жидкость из НКТ сбрасывается в эксплуатационную колонну. В момент сброса жидкости в эксплуатационной колонне образуется ударная волна, которая достигает забоя скважины и наносит по нему удар.

Основными недостатками рассмотренного технического решения являются низкая эффективность процесса генерирования ударных волн из-за подсоса в цилиндр поднасосной жидкости при ходе плунжера вверх, а также сложность реализации способа, требующего подготовки скважины и использования дополнительного специального оборудования. Кроме того, известный способ не может быть совмещен с процессом подъема скважинной продукции, что неизбежно приводит к потерям в добыче нефти.

Целью предлагаемого способа разработки нефтяного пласта является увеличение эффективности волнового воздействия на пласт при снижении материальных и энергетических затрат и упрощении процесса.

Поставленная цель достигается способом разработки нефтяного пласта, разбуренного как минимум одной добывающей скважиной, путем возмущения пласта упругими колебаниями путем перемещения поршня в скважине, оборудованной штанговой глубинной насосной установкой.

Отличием способа является то, что к колонне насосно-компрессорных труб штанговой глубинной насосной установки подсоединяют хвостовик, а поршень устанавливают в эксплуатационной колонне на хвостовике и выше интервала перфорации, при этом поршень перемещают в скважинной жидкости деформацией колонны насосно-компрессорных труб штанговой глубинной насосной установки от веса жидкости, воспринимаемого плунжером этой установки при ее работе.

Другим отличием способа является то, что дополнительно упругие колебания возбуждают ударом бойка, размещенного в эксплуатационной колонне скважины, в хвостовике штанговой глубинной насосной установки с упором на забой.

Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что по предлагаемому способу, в отличие от прототипа, перемещение поршня в скважинной жидкости достигается в результате деформации колонны штанговой глубинной насосной установки (ШГНУ) от веса жидкости, воспринимаемого плунжером этой установки при ее работе. Одновременно с поршнем может перемещаться и боек, расположенный в хвостовике ШГНУ, также возбуждая упругие колебания в (скважине.

В процессе работы ШГНУ колонны штанг и труб постоянно подвергаются деформациям от веса жидкости, воспринимаемого плунжером, в результате чего происходит их сжатие - растяжение, величина которого составляет не менее 5 см. Это сжатие - растяжение преобразуется в возвратно-поступательное движение поршня и бойка. Поршень, располагающийся в среде скважинной жидкости и соединенный с ШГНУ, при своем возвратно-поступательном движении возбуждает волны в среде скважинной жидкости, при этом сила волнового воздействия зависит, в основном, от габаритных размеров поршня и точки его расположения. Боек, также жестко соединенный с ШГНУ, и располагающийся на забое скважины, двигаясь возвратно-поступательно, производит периодические удары о забой скважины, возбуждая упругие колебания, причем сила удара определяется массой бойка и амплитудой его движения.

Таким образом, предлагаемый способ использует два источника возбуждения упругих колебаний, приводимых в действие работой ШГНУ, при этом для приведения их в действие используется побочный эффект работы ШГНУ - деформация колонн штанг и подъемных труб, тем самым исключаются большие энергетические затраты. Изменяя режим работы ШГНУ и месторасположения поршня, можно в широком диапазоне варьировать характеристики генерируемых волн - частоту, амплитуду и т.д. Масса бойка определяет силу (степень распространения) волнового воздействия на пласт. Процесс генерирования упругих колебаний не нарушает и не останавливает заданный режим эксплуатации скважины.

Предлагаемый способ прост в осуществлении, надежен в эксплуатации.

Сравнение заявляемых технических решений с прототипом позволило установить соответствие их критерию "новизна".

Пример конкретного осуществления способа в промысловых условиях.

Заявляемый способ был реализован на участке нефтяного пласта, пробуренного скважиной на глубину 1650 м (схематическое изображение представлено на чертеже). Скважина обсажена 146 мм эксплуатационной колонной 1. Искусственный забой расположен на глубине 1630 м, перфорация произведена в интервале 1600-1610 м (девонский горизонт). В скважину на 73 мм колонне НКТ 2 спущена штанговая насосная глубинная установка (ШГНУ) 3 до глубины 1200 мм с фильтром 4 на конце.

Перед непосредственным осуществлением способа снимают динамограмму работы ШГНУ 3 и определяют величину деформации колонны НКТ 2. Найдено, что нижняя часть колонны НКТ 2 при подъеме скважинной жидкости перемещается на 25 см.

Поднимают ШГНУ 3 и на поверхности формируют хвостовик, состоящий из труб 5 и поршня 6, смонтированного на таком расстоянии, чтобы после подсоединения хвостовика к фильтру 4 поршень 6 находился выше интервала перфорации (в конкретном примере на глубине 1300 м).

Спускают в скважину хвостовик, состоящий из труб 5 и поршня 6, и штанговую глубинную насосную установку 3. Хвостовик подсоединяют к ШГНУ 3 через фильтр 4.

Запускают ШГНУ 3 в работу: при ходе плунжера ШГНУ вверх колонна НКТ 2 сжимается и хвостовик с поршнем 6 перемещается на величину деформации колонны НКТ 2, при этом поршень 6 поднимает вышележащий столб жидкости в межтрубном пространстве. При ходе плунжера глубинного насоса вниз колонна НКТ 2 растягивается, при этом в жидкости, выведенной из состояния равновесия за счет перемещения поршня 6, благодаря действию сил тяжести, упругости и поверхностного натяжения, стремящихся восстановить равновесие, создаются движения, передаваемые от одних частиц жидкости к другим, порождая волны. Так как жидкость неразрывна и система "скважина - пласт" представляет собой сообщающиеся сосуды, волновое движение, возбужденное в скважинной жидкости поршнем 6, распространяется по пласту.

Габаритные размеры устройства определяются таким образом: общая длина хвостовика определяется разностью между глубиной интервала перфорации скважины и глубиной спуска ШГНУ, в данном конкретном случае она составляет 400 м. Диаметр поршня определяется диаметром эксплуатационной колонны. Так, при диаметре эксплуатационной колонны 146 мм наружный диаметр поршня составляет 122 мм (при диаметре эксплуатационной колонны 168 мм соответственно 140 мм). Длина поршня не должна превышать расстояния между интервалом перфорации и штанговой глубинной насосной установки; в конкретном примере она составляет 60 м.

Осуществление способа по п. 2 возможно при меньшей глубине скважины, например, когда скважина сразу пробурена на бобриковский горизонт (1300 м), либо когда при выработке девонского горизонта до экономически целесообразного уровня переходят к эксплуатации вышележащего бобриковского горизонта. В этом случае цементируют скважину до глубины 1350 м, перфорируют ее на глубине 1300 м и осуществляют волновое воздействие.

Так же при необходимости перед непосредственным осуществлением способа снимают динамограмму работы ШГНУ 3 и определяют величину деформации колонны НКТ 2. Найдено, что нижняя часть колонны НКТ 2 при подъеме скважинной жидкости перемещается на 25 см.

Поднимают ШГНУ 3 и на поверхности формируют хвостовик, состоящий из труб 5 и поршня 6, укрепленного на трубе 5 на таком расстоянии, чтобы после подсоединения хвостовика к фильтру 4 ШГНУ поршень 6 находился выше интервала перфорации (в конкретном примере это расстояние равно 1230 м). В нижней части труб 5 устанавливают боек 7 таким образом, чтобы в скважине он упирался на забой 8.

Спускают в скважину хвостовик, состоящий из труб 5, поршня 6 и бойка 7, и штанговую глубинную насосную установку 3. Хвостовик подсоединяют к ШГНУ 3 через фильтр 4. Упирают боек 7 на забой 8 скважины и по показаниям индикатора веса разгружают подвеску на 1-2 деления, тем самым достигая возможности перемещения бойка 7 и поршня 6 в пределах 25 см при работе ШГНУ 3.

Запускают ШГНУ 3 в работу: при ходе плунжера ШГНУ вверх колонна НКТ 2 сжимается и хвостовик с поршнем 6 и бойком 7 перемещается на величину деформации колонны НКТ 2. При этом на пласт одновременно воздействуют волнами, передаваемыми через скелет породы от ударов бойка 7 о забой 8 скважины, и волнами, передаваемыми через столб жидкости в скважине от перемещения в нем поршня 6. Масса бойка определяет силу волнового воздействия (чем больше масса, тем больше сила воздействия). В конкретном примере она составляет 450 кг.

Задаваясь режимными характеристиками работы ШГНУ (число качаний в минуту, длина хода полированного штока и т.д.), габаритными размерами поршня и весом бойка, а также местом их расположения на хвостовике, обеспечивают возможность регулирования волнового воздействия на продуктивный пласт путем изменения его характеристик (частотой, амплитудой колебаний и т.д.).

Технико-экономическое преимущество предлагаемого способа заключается в высокой эффективности волнового воздействия на пласт, в простоте, легкости обслуживания, дешевизне устройства. Предлагаемый способ может быть с успехом применен в сочетании с любыми способами повышения нефтеотдачи пластов - гидродинамическим, микробиологическим, химическим и т.д.

Использованные источники информации

1. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, М.: Недра, 1983, стр. 364-368.

2. Патент N 2075596, кл. E 21 B 43/25, 28/00, 43/16, 1995 г.