Устройство для эксплуатации скважины

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, при проведении интенсификационных работ, работ, связанных с борьбой против выпадения асфальтено-смолистых отложений в призабойной зоне пласта-коллектора, для снижения обводненности флюида в сильно обводненных скважинах. Обеспечивает повышение дебита скважины, снижение интенсивности обводнения продукции, повышение эффективности очистки скважины и ее призабойной зоны. Сущность изобретения: устройство включает колонну насосно-компрессорных труб, штанговый насос и хвостовик с фильтром. На хвостовике выше интервала перфорации на 5-10 м закреплен сдвоенный поршень с пружиной между частями поршня и возможностью относительного перемещения частей поршня относительно друг друга, имеющий внешний диаметр на 1-5 мм меньше, чем внутренний диаметр эксплуатационной колонны скважины. Низ хвостовика размещен ниже интервала перфорации на 5-10 м. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, при проведении интенсификационных работ, работ, связанных с борьбой против выпадения асфальтено-смолистых отложений в призабойной зоне пласта-коллектора, для снижения обводненности флюида в сильно обводненных скважинах.

Известна установка для эксплуатации пластов скважины, включающая спущенную в ствол скважины колонну труб, оснащенную пакером для разобщения пластов, хвостовиком со съемными клапанами для потока добываемой среды, разъединителем для отсоединения и герметичного повторного соединения колонны труб с посаженым пакером, ниппелем, насосом, фильтром. Насос соединен с пакером ниже себя. Фильтр установлен ниже пакера. В ниппеле съемные клапаны выполнены в виде глубинного прибора для измерения физических параметров потока среды (Патент РФ №2305170. опублик. 2007.08.27).

Известная установка позволяет отбирать нефть из разных пластов скважины по одной колонне труб. Однако установка не позволяет оперативно реагировать на изменения, происходящие в пластах: изменение дебита, обводненности, давления, температуры.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является устройство для одновременной эксплуатации нефтенасыщенных пластов скважины, включающее колонну труб, пакер, хвостовик, насос и глубинный прибор. На нижнем конце колонны труб размещены насос и хвостовик с глубинным прибором внутри и пакером снаружи, в качестве насоса применен насос двойного действия, пакер установлен на хвостовике между пластами, глубинный прибор размещен внутри хвостовика вблизи пакера, глубинный прибор снабжен электронным блоком, подводом электрической энергии по кабелю с поверхности и с последовательно расположенными в потоке жидкости датчиками влажности, давления, температуры и расхода и датчиком давления с возможностью замера давления снаружи хвостовика над пакером, датчики влажности и расхода отнесены друг от друга на расстояние, обеспечивающее отсутствие влияния датчика расхода на работу датчика влажности, а датчик расхода установлен в сужении стенок канала прохода жидкости (Патент РФ №2315175, опублик. 20.01.2008 - прототип).

Известное устройство позволяет определять забойные параметры скважины, но не позволяет целенаправленно влиять на эти параметры, в частности на дебит скважины, обводненность, забойное давление.

В предложенном изобретении решается задача повышения дебита скважины, снижения интенсивности обводнения продукции, повышения эффективности очистки скважины и ее призабойной зоны.

Задача решается тем, что в устройстве для эксплуатации скважины, включающем колонну насосно-компрессорных труб, штанговый насос и хвостовик с фильтром, согласно изобретению на хвостовике выше интервала перфорации на 5-10 м закреплен сдвоенный поршень с пружиной между частями поршня и возможностью относительного перемещения частей поршня относительно друг друга, имеющий внешний диаметр на 1-5 мм меньше, чем внутренний диаметр эксплуатационной колонны скважины, а низ хвостовика размещен ниже интервала перфорации на 5-10 м.

Сущность изобретения

При работе нефтедобывающей скважины происходит постепенное снижение дебита, увеличение обводненности добываемой продукции. Для уменьшения этого явления необходимо применять средства, способные на забое скважины оказывать положительное влияние на дебит, обводненность и очистку скважины и призабойной зоны от всякого рода загрязнений. В предложенном изобретении решается задача повышения дебита скважины, снижения интенсивности обводнения продукции, повышения эффективности очистки скважины и ее призабойной зоны. Задача решается устройством для эксплуатации скважины, представленным на чертеже.

Устройство состоит из штангового глубинного насоса, имеющего корпус 1, подвешенный на колонне насосно-компрессорных труб 2, и плунжера 3, подвешенного на колонне штанг 4, соединенных со станком-качалкой (не показан). Корпус 1 и плунжер 3 снабжены соответственно приемным 5 и нагнетательным 6 клапаном. Под корпусом насоса 1 размещен хвостовик 7 с фильтром 8. На хвостовике 7 выше интервала перфорации 9 на 5-10 м закреплен сдвоенный поршень с пружиной 10 между нижней 11 и верхней 12 частями поршня и возможностью относительного перемещения частей поршня 11 и 12 относительно друг друга. Поршень имеет общую длину 1,5-2 м, внешний диаметр на 1-5 мм меньше, чем внутренний диаметр эксплуатационной колонны скважины 13. Низ хвостовика 7 размещен ниже интервала перфорации 9 на 5-10 м. Устройство размещено в эксплуатационной колонне скважины 13.

Устройство работает следующим образом

При ходе вниз станка-качалки колонна штанг 4 и плунжер 3 движется вниз, клапан 6 открыт, клапан 5 закрыт. Происходит наполнение плунжера 3 добываемой продукцией (нефтью). При ходе вверх станка-качалки колонна штанг 4 и плунжер 3 движутся вверх, клапан 6 закрыт, клапан 5 открыт. Происходит подача добываемой продукции плунжером 3 вверх по колонне насосно-компрессорных труб 2 и заполнение подплунжерного пространства добываемой продукцией, поступающей через фильтр 8 и хвостовик 7.

При работе штангового насоса происходит периодическое изменение длины колонны насосно-компрессорных труб 2 на 150-300 мм за счет изменения нагрузки плунжера 3 штангового насоса столбом жидкости в колонне насосно-компрессорных труб 2. При этом поршень 11-12 также совершает колебания с амплитудой 150-300 мм с частотой, равной частоте качания штангового насоса, вызывает возбуждение импульсов переменного давления на продуктивный пласт, а части поршня, разделенные пружиной 10, при каждой смене градиента скорости возбуждают колебания второй гармоники более высокой частоты. Постоянное возбуждение гидродинамических волн в продуктивном пласте в течение всего периода эксплуатации скважины приводит к ослаблению процесса выпадения асфальтено-смолистых отложений в призабойной зоне пласта-коллектора. Параметры пружины 10 и массу частей 11 и 12 поршня подбирают опытным путем для каждой скважины индивидуально исходя из условия обеспечения колебаний подвижной, как правило, верхней части 12 поршня в течение четверти периода цикла работы насоса.

В результате на продуктивный пласт действуют низкочастотные гидродинамические волны, состоящие из двух гармоник:

1) совпадают с частотой движения плунжера насоса, в основном, в пределах 0,03-0,1 Гц;

2) зависящая от частоты колебания подвижной части поршня, в основном, в пределах 20-100 Гц.

Размещение поршня 11-12 на хвостовике 7 выше интервала перфорации на 5-10 м способствует передаче гидродинамических волн не только в скважину, но и через интервал перфорации 9 в продуктивный пласт. Внешний диаметр на 1-5 мм меньше, чем внутренний диаметр эксплуатационной колонны скважины 13, способствует минимизации перетоков из-под поршня вверх и обратно, за счет чего усиливается эффект гидродинамического воздействия на пласт. Размещение низа хвостовика 7 ниже интервала перфорации на 5-10 м способствует отбору добываемой продукции со всякого рода кольматантами из нижней части скважины и освобождению скважины от загрязнений.

Сдвоенный поршень 11-12 с пружиной 10, как правило, свободно насаживается на хвостовик 7 с упором в муфту (не показана), соединяющую трубы хвостовика 7. Нижняя часть 11 поршня оказывается как бы неподвижной, надетой на хвостовик 7 с упором в муфту. Верхняя часть 12 поршня подпружинена и способна совершать колебания, отличные от колебаний нижней части 11 поршня. Колебания верхней части 12 поршня обусловлены возможностью относительного перемещения частей поршня относительно друг друга.

Пример конкретного выполнения

Для обработки была взята эксплуатационная скважина №188 Алексеевского месторождения нефти со следующими характеристиками: глубина продуктивного пласта в кизеловском горизонте -1422 м, искусственный забой -1440 м, эксплуатационная колонна диаметром 146 мм, толщина стенок 8 мм, интервал перфорации - 1422-1426 м, коллектор - карбонатный, пластовая температура 27°С, пластовое давление 8,8 МПа, мощность продуктивного пласта 7 м, теоретический дебит жидкости - 6,6 м³/сут, дебит жидкости - 3,0 м³/сут, дебит нефти - 0,8 т/сут, обводненность - 75%.

В скважину спустили компоновку согласно чертежу, включающую штанговый насос 20-125-RNAM на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм на 1300 м, с хвостовиком, с поршнем диаметром 128 мм на 1414 м. На конце хвостовика на глубине 1432 м размещен фильтр. Скважину запустили в работу. После выхода скважины на режим дебит жидкости составил 4,5 м³/сут, обводненность - 45,0%. Таким образом, в результате произошло увеличение дебита жидкости с 3,0 м³/сут до 4,5 м³/сут, снижение обводненности с 75% до 45%, увеличение дебита нефти с 0,8 т/сут до 2,19 т/сут. Во время эксплуатации скважины не отмечалось выпадения асфальтено-смолистых отложений. Очистка скважины не требовалась.

Применение предложенного устройства для эксплуатации скважины позволит решить задачу повышения дебита скважины, снижения интенсивности обводнения продукции, повышения эффективности очистки скважины и ее призабойной зоны.

Устройство для эксплуатации скважины, включающее колонну насосно-компрессорных труб, штанговый насос и хвостовик с фильтром, отличающееся тем, что на хвостовике выше интервала перфорации на 5-10 м закреплен сдвоенный поршень с пружиной между частями поршня и возможностью относительного перемещения частей поршня относительно друг друга, имеющий внешний диаметр на 1-5 мм меньше, чем внутренний диаметр эксплуатационной колонны скважины, а низ хвостовика размещен ниже интервала перфорации на 5-10 м.