способ эксплуатации скважины

Формула изобретения

Способ эксплуатации скважины, включающий установку колонны насосно-компрессорных труб с штанговым насосом на породу в зумпфе через ступенчатый хвостовик, эксплуатацию штангового насоса и отбор нефти из скважины с одновременным дилатационно-волновым воздействием на продуктивные пласты динамикой работы штангового насоса, отличающийся тем, что штанговый насос размещают в скважине на максимально возможной глубине на расстоянии от устья, кратном целому числу длин хвостовика, и таким образом, чтобы он находился в зоне пучности колебаний скважины, настроенной на одну из высших мод собственных колебаний системы, при этом увеличивают число и уменьшают длину ходов плунжера при условии сохранения дебита скважины.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при добыче нефти штанговым насосом.

Известен способ добычи нефти штанговым насосом, подвешенным на колонне насосно-компрессорных труб (Справочник по эксплуатации нефтяных месторождений. М.: "Недра", 1964, том 1, с.214-295).

Недостатками способа являются большие потери хода плунжера и производительности насоса из-за деформации труб и штанг, а также из-за отсутствия динамического воздействия на пласт, стимулирующего фильтрацию и приток нефти к скважинам.

Наиболее близким к предлагаемому способу по технической сущности является способ эксплуатации скважины, в котором колонну насосно-компрессорных труб с штанговым насосом устанавливают на породу в зумпфе под собственным весом через ступенчатый хвостовик и проводят отбор нефти из скважины (Патент РФ №2136851, кл. Е 21 В 43/00, опубл.1999.09.10 - прототип).

В такой компоновке оборудования на породы в зумпфе действуют сжимающие статические (создаваемые весом колонны труб) и динамические (создаваемые динамикой работы насоса) нагрузки, которые снижают потери хода плунжера, создают вокруг скважины поле дилатации (разуплотнения пород) и при соблюдении условий резонанса колебаний и согласования скважины с окружающей средой развивают волновые процессы в продуктивных пластах, оказывая стимулирующее воздействие на приток нефти к окружающим скважинам.

Недостатком известного способа является слабое проявление эффекта дилатационно-волнового воздействия и, как следствие, невысокий прирост дебита и малое снижение обводненности добываемой нефти.

В изобретении решается задача повышение дебита и снижение обводненности добываемой нефти за счет повышения интенсивности дилатационно-волнового воздействия.

Задача решается тем, что в способе эксплуатации скважины, включающем установку колонны насосно-компрессорных труб с штанговым насосом на породу в зумпфе через ступенчатый хвостовик, эксплуатацию штангового насоса и отбор нефти из скважины с одновременным дилатационно-волновым воздействием на продуктивные пласты динамикой работы штангового насоса, согласно изобретению, штанговый насос размещают в скважине на максимально возможной глубине на расстоянии, кратном целому числу длин хвостовика, увеличивают число и уменьшают длину ходов плунжера из условия сохранения дебита скважины.

Признаками изобретения являются:

1) установка колонны насосно-компрессорных труб с штанговым насосом на породу в зумпфе через ступенчатый хвостовик;

2) эксплуатация штангового насоса;

3) отбор нефти из скважины с одновременным дилатационно-волновым воздействием на продуктивные пласты динамикой работы штангового насоса;

4) размещение штангового насоса в скважине на максимально возможной глубине;

5) то же, на расстоянии от устья, кратном целому числу длин хвостовика;

6) увеличение числа и уменьшение длины ходов плунжера при сохранении дебита скважины.

Признаки 1 - 3 являются общими с прототипом, признаки 4-6 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

Дилатационное поле создается при опирании колонны насосно-компрессорных труб на породы в зумпфе скважины. Под действием веса колонны насосно-компрессорных труб в породах под плоскостью опоры хвостовика формируется зона уплотнения, а над плоскостью опоры, в том числе в продуктивном пласте, - зона разуплотнения (дилатации). В зоне дилатации пласта повышается проницаемость коллектора и улучшается приток нефти к скважине.

Наиболее интенсивное дилатационное поле формируется в интервале перфорации призабойной зоны, вблизи ствола скважины, где колонна и порода ослаблены перфорационными каналами и имеют минимальную жесткость. С удалением от ствола скважины поле быстро затухает. Поэтому положительное влияние дилатационное поле оказывает в основном на работу самой возбуждающей скважины, на окружающие скважины оно влияет слабо. Создание интенсивного волнового поля вокруг скважины позволяет охватить воздействием больший объем пласта и повысить эффективность работы добывающей скважины.

Применение новой компоновки оборудования в скважине позволяет повысить интенсивность волнового поля за счет увеличения частоты.

Повышение частоты поля достигается настройкой скважин на более высокие моды собственных частот колебательной системы.

В предложенном способе используют компоновку оборудования с установленной на забой и настроенной в резонанс колонной насосно-компрессорных труб, а также в использовании для волнового воздействия на пласт поля повышенной частоты.

Многочисленные исследования влияния волнового поля на процессы фильтрации свидетельствуют о прямой зависимости скорости фильтрации жидкости в продуктивных пластах от интенсивности (частоты) волнового поля. Такие зависимости подтверждены широким опытом применения волновых (акустических, сейсмических, ультразвуковых, сейсмоакустических и др.) методов воздействия на пласт и призабойную зону.

Аналогичный положительный эффект за счет применения более высоких частот волнового поля достигается и в предлагаемом способе добычи нефти.

При эксплуатации скважины устанавливают колонну насосно-компрессорных труб с штанговым насосом на породу в зумпфе через ступенчатый хвостовик. Штанговый насос размещают в скважине на максимально возможной глубине. Кроме того, штанговый насос размещают в скважине на расстоянии от устья Н_н, равном целому числу длин хвостовика n, умноженному на длину хвостовика L_x, так, чтобы он находился в зоне пучности колебаний скважины, настроенной на одну из высших мод собственных колебаний системы. Длина хвостовика L_x должна быть минимальной L_x._min . Из условия сохранения дебита скважины увеличивают число ходов плунжера при уменьшении длины хода плунжера. На таком режиме проводят эксплуатацию штангового насоса и отбор нефти из скважины. При этом реализуется дилатационно-волновое воздействие на продуктивные пласты динамикой работы штангового насоса. В результате дебит скважины увеличивается, а обводненность добываемой нефти снижается.

Пример конкретного выполнения

Добывают нефть из нефтедобывающей скважины со следующими параметрами: глубина забоя Н₃ равна 1650 м, интервал перфорации на глубинах 1595 - 1580 м, динамический уровень жидкости в скважине 700 м, пластовое давление в зоне скважины 14,5 МПа, забойное давление 9,5 МПа, диаметр плунжера глубинного штангового насоса 32 мм, площадь плунжера без площади штанг S_пл 7,03 мм² , число ходов плунжера N равно 3, длина хода плунжера L равна 3 м, глубина размещения насоса Н_н=1280 м. Для привода насоса используют двухступенчатую колонну штанг диаметром 16 и 19 мм, допускающую погружение насоса согласно справочным данным до глубины не более 1460 м. Текущий дебит скважины по нефти 2,5 т/сут., обводненность нефти 50%.

Рассчитывают минимальную длину хвостовика L_x.min, при которой насос погружается на максимальную глубину

L_x. _min=Н₃-Н_н=1650-1460=190 м

Накладывают условие L_x._min=Н₃/n, откуда n=Н_з/L_x._min=1650/190=8,68.

Поскольку n должно быть целым (кратным) числом, округляют 8,68 до 9. Тогда L_x._min=Н₃/n=1650/9=183,33 м. Принимают длину хвостовика L_x._min равной 183,33 м. Определяют глубину подвески насоса, Н_н=Н ₃-L_x._min=1650-183,33=1466,67 м, что превышает допустимое значение согласно справочным данным.

Принимают n=8 и получают окончательно L_x. _min=Н₃/n=1650/8=206,25 м. Определяют глубину размещения насоса, Н_н=Н₃-L_x. _min=1650-206,25=1443,75 м, что в пределах допустимого. Увеличивают длину колонны штанг до глубины 1443,75 м, в том числе 100 м за счет диаметра 16 мм и 63,75 м за счет диаметра 19 мм.

Определяют теоретический дебит скважины

Q_теор =S_пл·N·L·1440=703·10 ^-6·3·3=9,1 м³/сут.

Меняют режим работы станка-качалки в сторону увеличения числа ходов плунжера N до максимального N_max за счет уменьшения длины хода плунжера L до минимального значения L _min, которое для данного станка-качалки равно 0,9 м, при этом

N_max=N·L/L _min=3·3/0,9=10.

Допустимая частота качаний составляет 6,5 качаний в 1 мин. Принимают N_max=6.5. и получают

L _min=N·L/N _max=3·3/6,5=1,38 м.

С этими параметрами запускают скважину в работу. При таком режиме улучшается наполнение насоса за счет снижения потерь хода плунжера из-за деформации труб и за счет улучшения притока нефти из-за активизации дилатационно-волнового воздействия на продуктивные пласты динамикой работы штангового насоса. Реальный дебит увеличивается на 10-15% по отношению к скважинам, работающим по прототипу. В данном случае дебит по нефти возрос до 3,5 т/сут при снижении обводненности до 43,5%.

Применение предложенного способа позволит повысить дебит и снизить обводненность добываемой нефти.