способ эксплуатации скважины, снабженной штанговым насосом

Формула изобретения

Способ эксплуатации скважины, снабженной штанговым насосом, включающий установку колонны насосно-компрессорных труб со штанговым насосом и хвостовиком на породы в зумпфе, размещение насоса на максимальной глубине в пучности колебаний скважины, настроенной на одну из высших гармоник - мод собственных колебаний системы, установку числа и длины ходов плунжера насоса, исходя из условий оптимального дебита скважины, эксплуатацию насоса и отбор нефти из скважины с одновременным дилатационно-волновым воздействием на продуктивные пласты, отличающийся тем, что трубы для хвостовика и колонны труб выше хвостовика выбирают такими, чтобы отношение площадей сечения труб по металлу хвостовика и колонны труб выше хвостовика соответствовало отношению длины хвостовика к длине колонны труб выше хвостовика.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение на скважинах, оборудованных штанговыми насосами.

Известен способ эксплуатации скважины штанговым глубинным насосом, подвешенным на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) (Справочник по эксплуатации нефтяных месторождений. М.: «Недра», 1964 г., т.1, с.214-233).

Недостатком способа является большая потеря колебательной энергии, развиваемой штанговым насосом, на деформацию труб и штанг, отсутствие влияния динамики работы штангового насоса на приток жидкости к скважинам.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ эксплуатации скважины, в котором штанговый насос размещают на максимально возможной глубине в пучности колебаний скважины, настроенной на одну из высших мод собственных колебаний системы, при этом увеличивают число и уменьшают длину ходов плунжера исходя из условия оптимизации дебита скважины (патент РФ № 2261984, опублик. 10.10.2005 - прототип).

Недостатком способа является его низкая эффективность, приводит к снижению нефтеотдачи пласта.

В предложенном изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи пластов за счет повышения интенсивности волнового поля и эффективности воздействия.

Задача решается тем, что в способе эксплуатации скважины, снабженной штанговым насосом, включающим установку колонны НКТ со штанговым насосом и хвостовиком на породы в зумпфе, размещение насоса на максимальной глубине в пучности колебаний скважины, настроенной на одну из высших гармоник (мод) собственных колебаний системы, установку числа и длины ходов плунжера насоса, исходя из условий оптимального дебита скважины, эксплуатацию насоса и отбор нефти из скважины с одновременным дилатационно-волновым воздействием на продуктивные пласты, согласно изобретению трубы для хвостовика и колонны труб выше хвостовика выбирают такими, чтобы отношение площадей сечения труб по металлу хвостовика и колонны труб выше хвостовика соответствовало отношению длины хвостовика к длине колонны труб выше хвостовика.

Сущность изобретения

При эксплуатации скважины, снабженной штанговым глубинным насосом, дилатационно-волновое воздействие на продуктивный пласт оказывается малоэффективным вследствие того, что низка интенсивность волнового поля, обусловленная малой амплитудой смещений в пучности поля при большой глубине погружения насоса и коротком хвостовике. Малая амплитуда смещений обусловливает малые ускорения в колебательном процессе и низкую интенсивность излучаемого поля, что снижает эффект от воздействия и нефтеотдачу. В предложенном способе решается задача увеличения нефтеотдачи пластов за счет повышения интенсивности волнового поля и эффективности воздействия. Задача решается следующим образом.

При эксплуатации скважины проводят установку колонны НКТ со штанговым насосом и хвостовиком на породы в зумпфе, размещение насоса на максимальной глубине в пучности колебаний скважины, настроенной на одну из высших гармоник (мод) собственных колебаний системы, установку числа и длины ходов плунжера насоса, исходя из условий оптимального дебита скважины, эксплуатацию насоса и отбор нефти из скважины с одновременным дилатационно-волновым воздействием на продуктивные пласты. Трубы для хвостовика и колонны труб выше хвостовика выбирают такими, чтобы отношение площадей сечения труб по металлу хвостовика и колонны выше хвостовика соответствовало отношению длины хвостовика к длине колонны труб выше хвостовика. Площадь сечения трубы по металлу определяют как площадь по наружному диаметру трубы минус площадь по внутреннему диаметру трубы:

S= (D²/4-d²/4),

где S - площадь сечения трубы по металлу, D - наружный диаметр трубы, d - внутренний диаметр трубы, =3,14.

Иначе говоря, выполняют условие:

Sx/Sт=Lx/Lк,

где Sx - площадь сечения труб по металлу хвостовика, мм²;

Sт - площадь сечения труб по металлу колонны выше хвостовика, мм ²;

Lx - длина хвостовика, м;

Lк - длина колонны труб выше хвостовика, т.е. от устья до насоса (глубина погружения насоса), м.

Амплитуда смещений сечения хвостовика в точке приложения возмущающей силы определяется из закона Гука:

Рж/Sx=E( Lx/Lx),

как А= Lx=Рж Lx/SxE,

где Рж - вес столба жидкости от динамического уровня до устья скважины, Sx и Lx - площадь сечения по металлу и длина хвостовика, Е=2·10¹¹ Па - модуль Юнга.

В однородном, закрепленном с обоих концов стержне максимальное смещение в продольных колебаниях совершает среднее сечение стержня при приложении к нему переменной силы P(t), изменяющейся с частотой F=V/2L, где V - скорость упругих волн в стержне, L - длина стержня, см. чертеж. При этом за период колебаний совершается максимальная работа. Сечением колонны НКТ, к которому прикладывается возмущающая сила, создаваемая весом столба жидкости Рж, является прием насоса, совпадающий с началом хвостовика. В практике эксплуатации скважины насос опускают под динамический уровень жидкости, а устанавливают его в середине колонны НКТ лишь в редких случаях. По прототипу насос размещают на максимальной глубине в пучности поля, при этом хвостовик получается коротким, а амплитуда смещения его торца А= Lx=РжLx/SxE малой. Максимальную амплитуду смещений верхнего торца хвостовика при размещении насоса на максимальной глубине в пучности поля можно получить при выборе сечения хвостовика из условия Sx=LxSк/Lк.

Хвостовик неразрывно связан с остальной частью НКТ, сечение приложения силы (прием насоса или торец хвостовика) принадлежит одновременно и хвостовику и остальной части колонны, поэтому растяжение НКТ - Lк и сжатие хвостовика Lx должны быть по модулю равными Lк= Lx. Используя закон Гука для хвостовика Рж/Sx=E( Lx/Lx) и колонны Рж/Sк=Е ( Lк/Lк), или Lx=PжLx/ESx и Lк=PжLк/ESк и приняв Lк= Lx или PжLx/ESx=PжLк/ESк, получим Lx/Sx=Lк/Sк, или Sx=LxSк/Lк.

Использование хвостовика такого сечения адекватно размещению насоса в середине колонны и обеспечивает максимальную амплитуду колебаний при размещении насоса на любой глубине, в результате чего повышается эффективность воздействия и нефтеотдача пластов.

Пример конкретного выполнения

Выполняют эксплуатацию скважины, снабженной штанговым насосом, со следующими данными: глубина забоя Нз=1580 м; динамический уровень жидкости Нд=1075 м, колонна НКТ диаметры внешний/внутренний D_1/2=73/60 мм, насос диаметром 38 мм, спущен в пучность 1 моды колебаний колонны на максимальную глубину Нн=(2n-1)Нз/4, при n=1 равную Нн=3Нз/4=3·1580/4=1185 м, что при заданном режиме отбора на 1185-1075=110 м ниже динамического уровня жидкости в скважине. При такой глубине спуска насоса длина колонны Lк=Нн=1185 м, длина хвостовика Lx=Нз-Нн=1580-1185=395 м.

Вычисляют площадь поперечного сечения колонны труб НКТ по металлу:

Sк= (D₁ ²-D₂ ²)/4=3,14(73²-60²)/4=1357,2 мм².

Находят площадь поперечного сечения хвостовика по металлу

Sx=SкLx/Lк=1357,2·395/1185=452,4 мм².

Наиболее близкую площадь сечения по металлу S=425,3 мм² имеют стандартные нефтепромысловые трубы с высаженными концами с внешним и внутренним диаметрами 42,2 и 35,2 мм соответственно. Такие трубы и могут быть использованы для изготовления хвостовика.

В результате эксплуатации скважины с такими трубами колонны НКТ и хвостовика дебит нефти из скважины увеличился по сравнению с прототипом на 2 т/сут с 9 до 11 т/сут, что в пересчете на работу скважин участка разработки позволит повысить нефтеотдачу на 1,5% по сравнению с прототипом.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу продуктивного пласта.