Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ
СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ

СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Использование: в области добычи флюида из скважин различного назначения и, в частности, может быть использовано при эксплуатации нефтяных скважин. Обеспечивает увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта за счет повышения эффективности волнового воздействия на этот пласт. Сущность изобретения: по способу в скважину спускают глубинный насос. В качестве глубинного насоса используют штанговый плунжерный насос. Его корпус выполнен с верхними и нижними отверстиями, разнесенными по высоте на расстояние, превышающее длину плунжера. Насос имеет обводные каналы. Каналы и отверстия выполнены с возможностью сообщения через них надплунжерной полости насоса с его подплунжерной полостью в крайнем верхнем положении плунжера. В процессе работы скважины контролируют дебит извлекаемого флюида. При уменьшении дебита периодически с частотой 1-2 раза в месяц перекрывают выкидную линию скважины на устье. Перекрывают на время, соответствующее 30-40 тыс. ходов плунжера и до повышения дебита скважины. В дальнейшем, при снижении дебита скважины ниже допустимого частоту перекрытия выкидной линии увеличивают. 6 з.п. ф-лы, 2 ил.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2135746
Класс(ы) патента: E21B43/00
Номер заявки: 98121757/03
Дата подачи заявки: 08.12.1998
Дата публикации: 27.08.1999
Заявитель(и): ООО НПФ "Недра - ЭСТЭРН"
Автор(ы): Ащепков Ю.С.; Березин Г.В.; Ащепков М.Ю.
Патентообладатель(и): ООО НПФ "Недра - ЭСТЭРН"
Описание изобретения: Изобретение относится к области добычи флюида из скважин различного назначения и, в частности, может быть использовано при эксплуатации нефтяных скважин.
Известен способ эксплуатации скважины, включающий спуск в скважину плунжерного насоса, ход плунжера которого отрегулирован таким образом, что в крайнем верхнем положении плунжера его надплунжерная часть сообщена с подплунжерной, создание упругих колебаний и передачу их на забой (1).
Недостатком известного способа является его недостаточная эффективность из-за возможности эксплуатации скважины только как волновой, ограниченных возможностей в создании упругих и ограниченных возможностей факторов в процессе эксплуатации.
Наиболее близким аналогом изобретения является способ эксплуатации скважины, включающий спуск в скважину глубинного насоса, запуск скважины в работу и воздействие импульсами давления на призабойную зону продуктивного пласта (2).
Известный способ предусматривает использование динамических сил (импульсов давления), создаваемых столбом жидкости при работе насоса.
В известном способе система возбуждается импульсами с плавно изменяющимся фронтом и спадом, растянутым во времени вследствие передачи веса столба жидкости со штанг на обсадные трубы скважины и обратно, а также из-за больших деформаций колонн труб, штанг и самого столба жидкости в момент перемены направления движения плунжера.
В этих условиях для достижения эффективных колебаний принимают все возможные меры: подбирают высоту столба жидкости, диаметр плунжера насоса и режим его работы. Однако, эти меры недостаточны для достижения оптимальных режимов возбуждения продуктивного пласта и обеспечения необходимой его нефтеотдачи. Это объясняется тем, что частотный энергетический спектр таких воздействий узок, а амплитуда ограничена весом столба жидкости. Все это, в целом, снижает эффективность способа.
Техническим результатом изобретения является увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта за счет повышения эффективности волнового воздействия на этот пласт.
Необходимый технический результат достигается тем, что по способу эксплуатации скважины, включающему спуск в скважину глубинного насоса, запуск скважины в работу и воздействие импульсами давления на продуктивный пласт, согласно изобретению в качестве глубинного насоса используют штанговый плунжерный насос с верхними и нижними отверстиями в его корпусе, разнесенными по высоте на расстояние, превышающее длину плунжера, и обводненными каналами, выполненными с возможностью гидравлического сообщения через них и отверстия надплунжерной полости с подплунжерной полостью в крайнем верхнем положении плунжера, при этом в процессе работы скважины контролируют дебит извлекаемого флюида и, при уменьшении его, периодически, с частотой 1-2 раза в месяц, перекрывают выкидную линию скважины на устье на время, соответствующее 30-40 тыс. ходов плунжера и до повышения дебита скважины, в дальнейшем, при снижении дебита скважины ниже допустимого частоту перекрытия выкидной линии увеличивают.
Кроме того, верхние и нижние отверстия в корпусе насоса разносят на расстояние, превышающее длину плунжера на 15-20 см.
Верхние отверстия выполняют круглыми, а нижние - в виде щелей или ряда отверстий, расположенных аналогично щелям.
Проходные сечения отверстий выполняют равными проходному сечению каналов.
Выкидную линию скважины перекрывают до повышения дебита извлекаемого флюида на величину не менее 1% от исходного дебита.
Частоту перекрытия выкидной линии увеличивают при снижении дебита извлекаемого флюида на 2-5% ниже допустимого.
При снижении дебита ниже допустимого частоту перекрытия выкидной линии увеличивают до 3-4 раз в месяц.
Все признаки п.1 формулы являются существенными, т.е. необходимыми для обеспечения технического результата.
Без какого-либо из этих признаков технический результат не достигается. Остальные признаки являются часто существенными, необходимыми для реализации частных случаев способа.
В связи с тем, что из области техники не известна совокупность признаков, характеризующих предложенное изобретение, это позволяет сделать вывод о том, что заявленное изобретение отвечает критерию "новизна".
Изобретение отвечает критерию "изобретательский уровень", т.к. не является очевидным для специалиста данной отрасли.
Изобретение является и "промышленно применимым", т.к. может быть реализовано при описанной совокупности признаков без каких-либо дополнительных изобретений.
Сущность изобретения заключается в расширении спектра возбуждающего импульса в скважине за счет ускоренного сброса давления жидкости из надплунжерной полости в подплунжерную и периодическом усилении мощности (амплитуды) воздействия (за счет перекрытия выкидной линии на устье скважины) и передаче усиленных импульсов на продуктивный пласт для изменения в нем фильтрационных потоков.
Способ осуществляют следующим образом. В скважину спускают подъемную колонну труб с фильтром. Затем скважину оборудуют глубинным штанговым плунжерным насосом с верхними и нижними отверстиями в его корпусе, разнесенными по высоте на расстояние, превышающее длину плунжера, и обводными каналами. Отверстия и каналы выполнены с возможностью сообщения через них надплунжерной полости насоса с его подплунжерной полостью. Затем скважину запускают в работу. В процессе работы скважины (после ее запуска) периодически, с частотой 1-2 раза в месяц, перекрывают выкидную линию на устье на время, соответствующее 30-40 тыс. ходов плунжера и до повышения дебита, например, на 1% от исходного дебита. В дальнейшем при снижении дебита скважины ниже допустимого частоту перекрытия выкидной линии увеличивают.
В качестве глубинного насоса применяют штанговый плунжерный насос, выполненный по любому из возможных вариантов, показанных на фиг. 1, 2.
На фиг. 1 показан невставной насос с каналами, образованными отверстиями 1 в верхней части корпуса насоса 2, разнесенными по высоте на расстояние, например, на 15-20 см, большее длины плунжера 3, и кольцевым зазором 4 между корпусом насоса и цилиндром 5, надетым на корпус и приваренным к нему по торцам 6. На фиг. 2 показаны возможные варианты выполнения каналов в случаях строгих ограничений габаритных диаметров насоса, например, в ряде случаев при применении вставных насосов большого диаметра.
На фиг.2а показан канал связи, образованный отверстиями 1 в корпусе насоса, состоящем из наборных втулок 2 и кожуха 3, и пазом (каналами или пазами) 4, проделанным на внешней стороне кожуха насоса между отверстиями. Каналы и отверстия герметизированы напрессованной на кожух втулкой 5.
На фиг.2б показан канал, образованный отверстиями 1 и связывающим их каналом 4, выполненным на внутренней поверхности кожуха насоса 3, а на фиг.2в - таким же каналом, выполненным на внешней стороне втулок 2 перед их сборкой. В таком варианте при сборке втулок каналы совмещают.
Возможны другие варианты выполнения каналов связи надплунжерной и подплунжерной полостей насоса, сообщающихся в верхнем положении плунжера.
Процессы, происходящие при работе насоса с отверстиями в скважине при открытой выкидной линии, состоят в следующем.
При движении плунжера вверх происходит обычный процесс подъема и выброса жидкости в выкидную линию, так как в начале движения нижние отверстия вместе с верхними находятся в надплунжерной полости насоса, а затем перекрыты плунжером.
На плунжер действует перепад давления, соответствующий высоте столба жидкости от динамического уровня до устья скважины, за счет которого штанги дополнительно нагружаются и растягиваются.
В верхнем положении плунжера нижние отверстия начинают открываться в подплунжерную полость, связывая с надплунжерной полостью. В результате в надплунжерной полости насоса давление начинает падать, а в подплунжерной полости расти.
Такие изменения давления ускоряют движение плунжера вверх за счет уменьшения нагрузки на штанги и из сокращения, что, в свою очередь, приводит к усилению гидравлической связи и ускорению процесса изменения давлений. В этом случае возникает положительная обратная связь, за счет которой длительность фронта формируемого импульса давления резко сокращается. В системе протекает скачкообразный релаксационный процесс. Дальнейшее движение плунжера насоса вследствие упругости и инерционности системы приобретает характер затухающих колебаний, демпфируемых нагнетательным клапаном плунжера, который работает в этом случае как односторонний амортизатор. Сформированный таким образом импульс давления имеет крутой фронт и широкий энергетический спектр с высоким уровнем гармоник, соответствующих резонансным частотам системы.
Использование для возбуждения колебательной системы скважины таких импульсов повышает интенсивность волновых процессов и эффективность волнового воздействия.
Эффект усиливается благодаря периодическому закрыванию выкидной линии на время, соответствующее 30-40 тыс. ходов насоса.
Сущность такого технологического приема состоит в том, что при закрытой выкидной линии перемещение плунжера насоса вверх на расстояние 1 приводит к уменьшению объема надплунжерной полости насоса на величину
ΔV = SплΔl,
где S - площадь плунжера насоса, l - длина хода плунжера, и к росту давления жидкости в этой области на величину
ΔP = ΔV/kV = KΔV/V = K Sплl/V,
где k - коэффициент сжимаемости, а K = l/K - модуль упругости жидкости, заполняющей надплунжерную полость.
Увеличение давления жидкости в надплунжерной полости насоса за счет ее сжатия дает увеличение амплитуды возбуждающего импульса на величину
ΔR = ΔP Sпл= KS2плΔl/V.
Эта величина имеет существенное значение особенно в высокопродуктивных скважинах с высоким динамическим уровнем жидкости в затрубье.
Опыт применения ударно-волновых, вибросейсмических, сейсмоакустических и других близких по характеру способов воздействия на продуктивные пласты показывает, что эффект появляется после периодических (несколько суток), в том числе кратковременных, воздействий и может продолжаться в течение от одного до нескольких месяцев после воздействия.
Периодическая работа возбуждающей скважины с закрытой выкидной линией на время, соответствующее 30-40 тыс. ходов насоса (3-5 суток при 6 ходах в минуту), позволяет: во-первых, обеспечить достаточное по длительности усиленное воздействие на пласт импульсами повышенной мощности при закрытой выкидной линии и, во-вторых, максимально использовать эту скважину для добычи нефти, не выводя ее из эксплуатационного фонда.
Повторение такого периодического режима воздействия при появлении признаков снижения эффекта позволяет не только длительное время поддерживать, но и наращивать производительность скважин в зоне воздействия.
Технология легко реализуется в процессе подземного или капитального ремонта скважины с помощью известных, хорошо отработанных приемов и операций.
Особенностями применения технологии является: необходимость конструктивных изменений в насосе, связанных с созданием отверстий и каналов в его корпусе; регулирование хода и верхнего положения плунжера, обеспечивающего сообщаемость надплунжерной и подплунжерной полостей насоса через каналы и отверстия в корпусе; периодическое отключение скважины от выкидной линии в процессе ее работы.
Отверстия и каналы в корпусе насоса в соответствии с фиг. 1, 2.
Необходимым условием реализации технологии является учет дополнительной нагрузки на штанги, создаваемой за счет сжатия жидкости в подъемных трубах при закрытой выкидной линии.
Конкретный пример реализации способа. В скважину спускают подъемную колонну с хвостовиком длиной 967 м. Подъемную колонну разгружают через хвостовик на забой скважины, например, на половину ее веса. Применяют невставной насос с диаметром плунжера Dпл=57 мм, установленный на глубине Hн= 1303 м, в составе колонны насосно-компрессорных труб с внутренним диаметром dо=50 мм. Насос работает в режиме с длиной хода Δl = 1,8 м и частотой ходов N=7 кач/мин. Насос приводят в действие от станка-качалки через штанги диаметром dшт= 19 мм с максимально допустимой нагрузкой = 2200 кг/см. Скважина имеет динамический уровень жидкости в затрубье Hн = 1225 м, плотность пластовой воды ρв= 1,012 т/м.
Плотность нефти ρн= 0,845 т/м, обводненность η = 50%. Дополнительную нагрузку на штанги за счет сжатия жидкости определяют выражением:
ΔR = ΔP S2плΔl/V.
При обводненности продукции η = 50% модуль упругости смеси Kсм в первом приближении находят как среднее значение модулей упругости нефти и воды при температуре 65oC и давлении в пределах от 0 до 200 кг/см2.
Для таких условий модуль упругости воды равен 2300 кг/см2, а модуль упругости нефти - 1400 кг/см.
Модуль упругости смеси Kсм = 18500 кг/см = 185 х 106 кг/см
Площадь плунжера насоса без учета площади поперечного сечения штанг при диаметре плунжера насоса Dпл = 57 мм и диаметре штанг Dшт = 19 составит:
Sпл=0,785 · (572 - 192) · 10-6 = 2,27 · 10 м2.
Объем сжимаемой жидкости:
V = 0,785 · (502 - 192) · 1303 ·10-6=2,188 м3.
Здесь 50 - внутренний диаметр подъемных труб
ΔR = 185×10-6×(2,27×10-3)2×1,8·2,188 = 784 кг.
При этом максимальная нагрузка на штанги составит
Pmax= Pж+Pшт×b+Pшт×(N2Δl/1440)+ΔR,
Где Pж= ρж×Sпл×Hд- вес жидкости, ρж= (ρвн)/ 2=(1,012+0,845)/2=0,93 - плотность жидкости
Pж = 0,93 · 2,27 · 10 · 1225 = 2586 кг,
где Pшт=Pпог · Hн, Pпог=2,44 кг/м - вес погонного метра штанг диаметром 19 мм;
Pшт=2,44 · 1303 = 3179 кг;
b = (ρштж)/ρшт- коэффициент, учитывающий вес вытесненной жидкости ρшт= 7,8 Т.м3 - плотность материала штанг
b = (7,8-0,93)/7,8 = 0,881, тогда
Pmax = 2586+3179 · 0,881+3179 · (72 · 1,8/1440)+784 = 5386+195+784 = 6365 кг.
Полученное значение говорит о том, что дополнительная нагрузка на штанги более, чем в 4 раза превышает динамические нагрузки (195 кг) и составляет более 13% от общей нагрузки.
Наибольшая нагрузка на балансир станка составляет 8 т, а допустимая нагрузка на штанги
Gшт= ζ×Sшт= 2200×0,785×192×10-2= 6234 кг.
Как видно, в обычном режиме, штанги работают в пределах допустимой нагрузки, а в режиме усиленного воздействия с закрытой выкидной линией нагрузка на штанги превышает допустимую.
В этом случае необходимо либо усилить штанги применением двухступенчатой колонны, либо уменьшить диаметр или длину хода плунжера насоса, что приведет к уменьшению степени сжатия столба жидкости и снижению дополнительной нагрузки на штанги.
При этом предпочтительнее усилить штанги, так как в других случаях снижается мощность возбуждаемого импульса и эффективность воздействия.
Технология эффективна при применении ее на сложнопостроенных обводненных месторождениях с высокой неоднородностью коллекторов по проницаемости и насыщенности, а также на месторождениях с низкой проницаемостью коллекторов.
Источники информации:
1. Патент РФ N 2075596, кл. E 21 B 43/16, 20.03.97.
2. Патент РФ N 2124119, кл. E 21 B 43/00, 98 (БИ 36).
Формула изобретения: 1. Способ эксплуатации скважины, включающий спуск в скважину глубинного насоса, запуск скважины в работу и воздействие импульсами давления на продуктивный пласт, отличающийся тем, что в качестве глубинного насоса используют штанговый плунжерный насос с верхними и нижними отверстиями в его корпусе, разнесенными по высоте на расстояние, превышающее длину плунжера, и обводными каналами, выполненными с возможностью гидравлического сообщения через них и отверстия надплунжерной полости с подплунжерной полостью в крайнем верхнем положении плунжера, при этом в процессе работы скважины контролируют дебит извлекаемого флюида и, при уменьшении его, периодически, с частотой 1-2 раза в месяц, перекрывают выкидную линию скважины на устье на время, соответствующее 30-40 тыс. ходов плунжера и до повышения дебита скважины, в дальнейшем при снижении дебита скважины ниже допустимого частоту перекрытия выкидной линии увеличивают.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что верхние и нижние отверстия в корпусе насоса разносят на расстояние, превышающее длину плунжера на 15-20 см.
3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что верхние отверстия выполняют круглыми, а нижние - в виде щелей или ряда отверстий, расположенных аналогично щелям.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что проходные сечения отверстий выполняют равными проходному сечению каналов.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что выкидную линию скважины перекрывают до повышения дебита извлекаемого флюида на величину не менее 1% от исходного дебита.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что частоту перекрытия выкидной линии увеличивают при снижении дебита извлекаемого флюида на 2-5% ниже допустимого.
7. Способ по п.1, отличающийся тем, что при снижении дебита ниже допустимого частоту перекрытия выкидной линии увеличивают до 3-4 раз в месяц.