Способ разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение на скважинах, оборудованных штанговыми насосами. Обеспечивает увеличение нефтеотдачи пластов за счет повышения интенсивности волнового поля и эффективности воздействия. Сущность изобретения: способ включает отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, установку в добывающих скважинах колонны насосно-компрессорных труб - 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, задание периода качаний насоса, установку длины хода плунжера насоса, эксплуатацию насоса и отбор нефти из скважины с одновременным дилатационно-волновым воздействием на продуктивные пласты. Согласно изобретению определяют период собственных колебаний открытого с устья столба жидкости в скважине, задают период качаний насоса, равным нечетному числу периодов колебаний жидкости, при этом период качаний насоса определяют по аналитическому выражению. 1 ил.

 

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

Известен способ эксплуатации скважины, в котором колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) со штанговым насосом снабжают хвостовиком и опирают на породы в зумпфе скважины [Патент РФ №2124119, опубл. 27.12.1998 г.]. При таком способе эксплуатации в зоне перфорации за счет веса НКТ возникают растягивающие нагрузки и создается зона дилатации (разуплотнения) пород, в результате чего улучшается приток жидкости к скважинам. При работе насоса на зону дилатации накладывается волновое поле, возбуждаемое динамикой работы насоса и действующее на расстояния 2-3 км от ствола скважины. Дилатационно-волновое воздействие положительно влияет на приток нефти к скважинам в радиусе до 3 км.

Недостаток способа - невысокая эффективность дилатационно-волнового воздействия на продуктивные пласты, обусловленная низкой интенсивностью волнового поля.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ разработки углеводородной залежи, в котором ведут вибросейсмическое воздействие, отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Выделяют зоны разломов с субвертикальной трещиноватостью, образующей гидродинамические связи кристаллического фундамента с коллектором продуктивного пласта. Выбирают в этих зонах возбуждающие скважины с близкой по значению глубиной забоя. При необходимости выравнивают глубину забоев добуриванием или цементированием. Определяют общую для всех возбуждающих скважин резонансную доминантную частоту воздействия и формируют интенсивное волновое поле в направлении субвертикальных каналов подпитки к глубинным зонам генерации углеводородов. Интенсивное поле формируют в активных зонах с развитой трещиноватостью возбуждающими скважинами дилатационно-волнового воздействия или другими скважинными виброисточниками низкой частоты и большой мощности, работающими на одной доминантной частоте. Задают соответствующие начальные сдвиги фаз между колебаниями виброисточников для получения максимумов поля в выбранных активных глубинных областях. Периодически не реже одного раза в полгода у всех виброисточников одновременно изменяют начальные фазы еще на 180°, дополнительно к установленным ранее, и сканируют поле по всей активной области генерации и подпитки, инициируя фильтрацию углеводородных флюидов из глубинных зон к месторождению [Патент РФ №2377398, опубл. 27.12.2009 г. - прототип].

Недостаток - низкая интенсивность волнового поля, обусловленная несогласованностью работы насоса с собственной частотой колебаний столба откачиваемой жидкости и, как результат, низкая эффективность воздействия и малый прирост добычи нефти.

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

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, в добывающих скважинах 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, задание периода качаний насоса, установку длины хода плунжера насоса, эксплуатацию насоса и отбор нефти из скважины с одновременным дилатационно-волновым воздействием на продуктивные пласты, согласно изобретению определяют период собственных колебаний открытого с устья столба жидкости в скважине Т_ж, задают период качаний насоса Т_н, равным нечетному числу периодов колебаний жидкости, при этом период качаний насоса определяют по формуле

Т_н=(2k-1)Т_ж,

где k=1, 2, 3… и т.д. - целое число натурального ряда;

(2k-1) - нечетное число натурального ряда, обозначающее нечетное число периодов колебаний жидкости;

Т_ж=4Н_н/V_ж;

где Н_н - глубина погружения насоса, м;

V_ж=(С_ж·g/v_ж)^1/2 - скорость упругих волн в жидкости, м/с;

G_ж - модуль упругости жидкости, кг/м²;

V_ж - удельный вес жидкости, кг/м³;

g=9,8 м/с².

Сущность изобретения

При работе насоса в столбе откачиваемой жидкости возникают колебания, которые передаются на колонну НКТ и через хвостовик на породы в зумпфе, возбуждая в них волновое поле.

Если работа насоса не согласована с колебаниями жидкости, то при совпадении направлений (фаз) смещения жидкости и плунжера насоса колебания усиливаются, а при несовпадении - подавляются, что снижает эффективность воздействия. Колебания в системе насос - столб жидкости успешно развиваются, когда направления движения плунжера и жидкости в пучности поля совпадают при каждой смене направления движения плунжера. На практике, Т_н>>Т_ж, поэтому достаточным условием для успешного развития колебаний является равенство Т_н=(2k-1)Т_ж, где k - целое число. При таком соотношении начало каждого полупериода движения насоса совпадает с направлением движения жидкости в каждом нечетном периоде ее колебаний (чертеж). На чертеже показано совпадение нечетных полупериодов колебаний столба жидкости с движением плунжера насоса при смене направлений движения: 1,3-нечетные периоды колебаний столба жидкости; 2, 4 - направления движения плунжера насоса.

При этом синхронная подпитка колебаний столба жидкости осуществляется в каждый полупериод работы насоса при смене направления движения плунжера. Поскольку жидкость приводится в движение плунжером насоса, то фазы движения жидкости и плунжера при смене направлений движения вынужденно совпадают.

В известных технических решениях такое условие не рассматривается и не учитывается. В предлагаемом изобретении условие Т_н=(2k-1)Т_ж учитывается и достигается заданием периода качаний насоса Т_н=60/N с, где N - число ходов плунжера насоса в минуту.

Синхронная подпитка колебаний жидкости при каждом изменении направления движения плунжера насоса поддерживает и усиливает колебания столба жидкости и колонны НКТ, повышает интенсивность волнового поля и эффективность воздействия.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1730 м, пластовое давление 15 МПа, пластовая температура 33°С, пористость 21,2, проницаемость 300 мкм², нефтенасыщенность 78,2%, плотность нефти 802 кг/м³, вязкость нефти 3,8 МПа·с, средняя толщина пласта 4 м. На участке залежи отбирают нефть через 20 добывающих скважин и закачивают рабочий агент - сточную воду, через 5 нагнетательных скважин.

Одна из добывающих скважин имеет следующие данные: глубина забоя Н_з=1760 м; динамический уровень жидкости Н_д=1100 м, диаметр НКТ, наружный/внутр., D_H/B=73/60 мм, диаметр насоса 32 мм, число ходов в минуту N=3,5, длина хода L=2,0 м. Насос спущен в пучность колебаний колонны на глубину Н_н=(2k-1) Н_з/4=3Н_з/4=3·1760/4=1320 м, содержание воды в продукции скважины 80%, удельный вес воды V_в=1110 кг/м³, удельный вес нефти V_н=870 кг/м³, модуль сжатия воды G_в=23·10⁷ кг/м², модуль сжатия нефти G_H=14·10⁷ кг/м².

В скважине определяют для жидкости удельный вес V_ж=0,8V_в+0,2V_н=0,8·1110+0,2·170=888+174=1062 кг/м³, модуль упругости G_ж=0,80в+0,20н=0,8·23·10⁷+0,2·14·10⁷=21,2·10⁷ кг/м², скорость упругих волн V_ж=(G_ж·g/γ_ж)^1/2=(21,2·10⁷·9,8/1062)^1/2=1398 м/с, период собственных колебаний жидкости Т_ж=4Н_н/V_ж=4·1320/1398=3,78 с, задают период качаний насоса из соотношения Т_н=(2k-1)Т_ж: для k=1, Т_н=(2k-1)3,78=3,78, что соответствует числу ходов N1=60/3,78=15,8 ход/мин; для k=2, Т_н=(2·2-1)3,78=3·3,78=11,34, N2=60/11,34=5,3; для k=3 Т_н=(2·3-1)3,78=5·3,78=18,19, N3=60/18,19=3,3 ход/мин и т.д. С учетом имеющихся установочных значений числа N, длины хода плунжера и требуемой скорости откачки, выбирают: N=3,3; L=3,5·2/3,3=2,1 м. Период собственных колебаний столба жидкости в скважине Т_ж, кроме свойств жидкости, зависит также от высоты столба Н_ж, что позволяет в определенных пределах регулировать Т_ж изменением глубины погружения насоса.

Аналогичные работы проводят на всех добывающих скважинах участка разработки.

Согласование работы насоса с периодом собственных колебаний столба откачиваемой жидкости по предложенному способу повышает эффективность дилатационно-волнового воздействия и текущую нефтеотдачу на 16% по сравнению с прототипом.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, в добывающих скважинах установку колонны насосно-компрессорных труб - 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, задание периода качаний насоса, установку длины хода плунжера насоса, эксплуатацию насоса и отбор нефти из скважины с одновременным дилатационно-волновым воздействием на продуктивные пласты, отличающийся тем, что определяют период собственных колебаний открытого с устья столба жидкости в скважине Т_ж, задают период качаний насоса Т_н равным нечетному числу периодов колебаний жидкости, при этом период качаний насоса определяют по формуле
Т_н=(2k-1)Т_ж,
где k=1, 2, 3… - целое число натурального ряда;
(2k-1) - нечетное число натурального ряда, обозначающее нечетное число периодов колебаний жидкости,
Т_ж=4Н_н/V_ж,
где Н_н - глубина погружения насоса, м;
V_ж=(G_ж·g/γ_ж)^1/2 - скорость упругих волн в жидкости, м/с;
G_ж - модуль упругости жидкости, кг/м²;
γ_ж - удельный вес жидкости, кг/м³;
g=9,8 м/с².