устройство для эксплуатации скважины глубинным насосом с хвостовиком

Формула изобретения

Устройство для эксплуатации скважины глубинным насосом с хвостовиком, содержащее колонну насосно-компрессорных труб и опору в составе этой колонны, отличающееся тем, что хвостовик снабжен фильтром и выполнен в виде опорной колонны труб длиной (l, м), равной расстоянию от приема насоса до пород в зумпфе скважины, и сечением по металлу (S(l_x), мм), возрастающим с глубиной по закону



где S₀ - сечение в начале хвостовика под приемом насоса, мм;

- показатель скорости изменения сечения хвостовика с глубиной ( = l/l_xln(S(l_x)/S_o);

l_x - текущая длина хвостовика, м,

при этом хвостовик выполнен с возможностью нагружения его весом колонны насосно-компрессорных труб до получения давления на породы в зумпфе (F_п, Н), определяемого из выражения

F_п = (P_к P)/S(l_x) = (1,2-2)P_пл,

где P - вес всей колонны насосно-компрессорных труб с хвостовиком, кг;

P - дополнительная сила поджатия или подтягивания колонны насосно-компрессорных труб на устье, Н;

P_пл - пластовое давление жидкости, МПа.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области добычи жидкости и газообразных сред из скважин и может быть использовано при эксплуатации нефтяных скважин глубинными насосами с хвостовиком.

Известны скважины с установленными в них насосами, снабженными хвостовиками, разгружающими НКТ (А.С. N 1483042, кл. E 21 B 43/00, 1987). В приведенном техническом решении хвостовик предназначен для разделения водяной и нефтяной фаз, но не является опорой для НКТ и не влияет на процессы фильтрации флюидов в пласте.

Наиболее близким аналогом изобретения является устройство для эксплуатации скважины глубинным насосом с хвостовиком, содержащее колонну насосно-компрессорных труб и опору в составе этой колонны (а.с. N 1585502, кл. E 21 B 43/00, 15.08.90).

Устройство повышает надежность работы за счет предотвращения деформации колонны подъемных труб при спуске в скважину и обеспечивает подземный ремонт без глушения скважины, однако не влияет на работу пласта, не повышает производительность скважин и нефтеотдачу.

Техническим результатом изобретения является повышение производительности скважин и нефтеотдачи пласта за счет изменения поля напряжений в окружающем скважину массиве пород с радиусом до 2,5 км.

Необходимый технический результат достигается тем, что в устройстве для эксплуатации скважины глубинным насосом с хвостовиком, содержащем колонну насосно-компрессорных труб и опору в составе этой колонны, хвостовик снабжен фильтром и выполнен в виде опорной колонны труб длиной (l, м), равной расстоянию от приема насоса до пород в зумпфе скважины и сечением по металлу (S (l_x), мм), возрастающим с глубиной по закону:



где

S₀ - сечение в начале хвостовика под приемом насоса, мм;

- показатель скорости изменения сечения хвостовика с глубиной = l/l_xln(S/l_x)/S_o);

l_x - текущая длина хвостовика, м,

при этом хвостовик выполнен с возможностью нагружения его весом колонны насосно-компрессорных труб до получения давления на породы в зумпфе (F_п, H), определяемого из выражения

F_п= (P_к P)/S(l_x) = (1,2-2)P_пл,

где

P - вес всей колонны насосно-компрессорных труб с хвостовиком, кг;

P - дополнительная сила поджатия или подтягивания колонны насосно-компрессорных труб на устье, н;

P_пл - пластовое давление жидкости, МПа.

Сущность изобретения состоит в использовании статических, создаваемых весом колонны НКТ, и динамических, создаваемых при работе насоса столбом жидкости, сил для воздействия через хвостовик на породы в зумпфе с целью возбуждения в продуктивных пластах дилатационно-волновых процессов, стимулирующих фильтрацию флюидов и вовлечение в фильтрационные потоки нефти из застойных нефтенасыщенных зон.

Использование хвостовика, опертого на породу в зумпфе с сечением по металлу, возрастающим с глубиной по эксплуатационному закону, обеспечивает плавный переход от сечения S₀ в сплошную среду, что снижает отражение высших гармонических составляющих периодического процесса воздействия столбом жидкости, улучшает условия согласования и передачи колебательной энергии в пласт.

Результаты промысловых исследований устройства, выполненных авторами в 1993 - 1997 гг. на месторождениях Дольни Добник, скважина Е34 в Болгарии; на Архангельском, скв. 4114; Ямашинском, скв. 2530, 1332, 7425; Ново-Елховском, скв. 6464, 6562, 6465; Онбийском, скв. 550 и др. месторождениях Татарстана также на скважинах 18482, 25831, 26515. Самотлорского месторождения в Западной Сибири убедительно подтверждают, что заявляемые отличительные признаки обеспечивают положительный результат - увеличение производительности по нефти в среднем на 30 - 35% от начальных значений в большинстве скважин, расположенных в зоне с радиусом до 2,5 км от скважины, оборудованной устройством.

В скв. 2530 Ямашинского месторождения, снабженной хвостовиком постоянного сечения, волновые процессы в породе развиваются слабо. Окружающие скважины практически не реагируют. Значительный эффект (см. приложение N 2, N 3) проявляется только в самой скважине.

Опыт применения устройства показывает, что хвостовик может быть выполнен из отдельных ступеней, изготовленных из стандартных труб различных диаметров, при этом экспоненциальный закон изменения сечения хвостовика по глубине будет носить дискретный характер.

Устройства для эксплуатации скважин глубинными насосами с хвостовиком, использующие потенциальную энергию веса колонны НКТ и динамику работы насоса для возбуждения в окружающем скважину массиве пород дилатационно-волновых процессов и обеспечивающие увеличение производительности скважин по нефти на 30 - 35% в зоне с радиусом до 2,5 км, адаптированы к промысловым условиям, не нарушают существующей технологии эксплуатации и ремонта скважин, легко реализуются и имеют большую практическую ценность.

Практический вариант устройства для эксплуатации скважин глубинным насосом с хвостовиком показан на чертеже. Устройство содержит глубинный насос 1, установленный в замковой секции 2, соединенной с помощью муфты 3 с фильтром 4 ступенчатого хвостовика, содержащего кроме фильтра еще 3 ступени 6, 8, 10 длиной l₁, l₂, l₃ диаметрами d₁, d₂, d₃ и сечением по металлу S₁, S₂, S₃ соответственно. Хвостовик оперт на породы в зумпфе 11 с усилием, создающим давление в 1,5 - 2 раза больше пластового давления жидкости. Выбор такой величины давления пяты на забой обусловлен с одной стороны пределом поперечной устойчивости хвостовика и пределом прочности пород, а с другой стороны необходимостью создания аномалий давления достаточной величины. Как показал опыт, приведенные значения являются оптимальными.

Устройство работает следующим образом. Статическое нагружение пород в зумпфе в пределах упругих деформаций создает зону уплотнения ниже точки опоры и зону разуплотнения (дилатации) выше опоры, в которую попадает и продуктивный пласт. Разуплотнение пород в продуктивной части разреза улучшает фильтрационные характеристики пласта, приток жидкости к скважине и изменяет поле напряжений в зоне скважины.

При работе насоса на статическую нагрузку накладывается переменная составляющая, создаваемая весом столба откачиваемой жидкости высотой от динамического уровня до устья скважины. При ходе плунжера насоса вверх столб жидкости "повисает" на штангах, разгружая тем самым колонну НКТ, а при ходе плунжера вниз через закрытый приемный клапан насоса создает дополнительную сжимающую нагрузку на хвостовик, передавая в породы импульсы давления, которые развивают волновые процессы и стимулируют нефтеотдачу.

Для примера реализации устройства приведен вариант компоновки ступенчатого хвостовика из стандартных нефтепромысловых труб для условной скважины с глубиной забоя H₃ = 1500 м, глубиной погружения насоса H_н = 1150 м, диаметром НКТ d_НКТ = 73 мм и диаметром обсадной трубы D₀ = 146 мм (D₀ внут. = 132 мм).

1. Определяют общую длину хвостовика l_x = 1500 м - 1150 м = 350 м;

2. По внутреннему диаметру обсадной трубы определяют максимально допустимый диаметр нижней ступени хвостовика, обеспечивающий свободный спуск его в скважину, для чего примем кольцевой зазор по диаметру равным 10 мм, тогда d_max = 132 мм - 10 мм = 122 мм. Выбирают для изготовления нижней опорной ступени хвостовика стандартную нефтепромысловую трубу диаметром D_к = 101,6 мм = 102 мм, с муфтой диаметром 121 мм.

3. Выбирают число ступеней хвостовика исходя из существующих диаметров труб по ГОСТ 633-63. Так как между типовыми размерами 102 мм и 73 мм существует еще только один типовой диаметр 89 мм, то с целью простоты реализации выбирают число ступеней хвостовика n = 3. Первую ступень изготавливают из труб диаметром d₁ = 73 мм (d_1внут = 62 мм), сечением S₁ = 0,785 ((d²₂-d²_1внут ) = 1165 мм², вторую из труб d₂ = 89 мм (d_{2 внут.} = 76 мм) сечением S₂ = 0,785 ( d²₂ - d_{2 внут.}) = 1684 мм², третью из труб d₃ = 101,6 мм (d_{3 внут.} = 88,6 мм) сечение S₃ = 1940 мм². Третью ступень снабжают пятой длиной l_n, выполненной из сплошного кругляка диаметром d_n = 121 мм (по диаметру муфты) и сечением S_n = 11450 мм². Длину ступеней и пяты определяют из условия соблюдения экспоненциального закона изменения сечения в точках перехода, для чего определяют показатель экспоненты, полагая сечение фильтра примерно равным S₁.

= (l/l_x) l_nS_п/S₁ = (1/350) l_n(11493/1165) = 28,57 10^-4 l_n 9,865 = 654 10^-5 = 0,654 10^-2 1/м;

Длину первой ступени определяют из следующих соображений.

В конце отрезка l₁, равного длине первой ступени, сечение хвостовика изменяется скачком от значения S₁ до значения S₂. Накладывают условие экспоненциальности:

ln(S₂/S₁) = l₁,

откуда l₁= (l/)ln(S₂/S₁);

аналогично l₂= (l/)ln(S₃/S₂);

l₃= (l/)ln(S_n/S₃),

подставляя численные значения величин, получают

l₁ = (105/654) lⁿ (1684/1165) = 152,9 l_n 1,445 = 56,34 = 56 м;

l₂ = 153 l_n (1940/1684) = 21,6 = 22 м;

l₃ = 153 l_n (11450/1940) = 272 м,

при этом

l₁ + l₂ + l₃ = 56 + 22 + 272 = 350 м.

Опыт применения устройства в 1993 - 1997 годах на различных месторождениях в широком диапазоне геолого-промысловых характеристик пластов показал, что положительный результат, выражающийся в повышении производительности скважин по нефти в зоне влияния с радиусом до 2,5 км на 30 - 35%, получается как за счет улучшения притока жидкости к скважинам, так и за счет снижения обводненности и слабо зависит от коллекторских свойств и свойств нефтей.

Наибольший эффект наблюдается при применении устройства на неоднородных, сложно построенных залежах, а также на обводненных залежах с высокой остаточной нефтенасыщенностью.