RU2235196C2 - Устройство для обработки призабойной зоны и добычи нефти и способ его применения - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, в частности к эксплуатации низкодебитных скважин, и может быть использовано для эксплуатации нефтяных и газоконденсатных месторождений. Обеспечивает создание более безопасной и эффективной установки и способа ее применения с более глубоким разрежением для повышения эффективности очистки призабойной зоны и перфорационных каналов. Сущность изобретения: устройство включает колонну обсадных труб с отверстиями перфорации, насос, закрепленный на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) и состоящий из цилиндрического корпуса с заглушенным дном и отверстиями в боковых стенках, системы клапанов и плунжера, соединенного колонной штанг со станком-качалкой установки. Устройство выполнено с возможностью образования центростремительных импульсов пониженного давления в потоке жидкости при подъеме плунжера. На корпусе насоса установлен вкладыш. Он образует с внутренней стенкой обсадных труб зазор 5-10 мм вдоль стенки обсадных труб и перекрывает на 80-90% по горизонтали площадь между корпусом насоса и обсадными трубами. Вкладыш установлен с возможностью образования импульсов пониженного давления в потоке жидкости и взаимодействия потоков с турбулентным возмущением. По способу обработку перфорационных каналов обсадных труб и призабойной зоны осуществляют центростремительными импульсами пониженного давления, импульсами пониженного давления в зазоре вдоль стенки обсадных труб и турбулентным возмущением при взаимодействии потоков. 2 с. и 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

Description

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, в частности к эксплуатации низкодебитных скважин, и может быть использовано для эксплуатации нефтяных и газоконденсатных месторождений.

Известны многочисленные способы воздействия на призабойную зону скважины с помощью введения в нее растворителей, например отходов производства изопрена, кислоты и т.д. (Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. - М.: Недра, 1974, с.420-432; патент РФ № 2004783, кл. Е 21 В 43/27, 1993; патент РФ № 2092686, кл. Е 21 В 43/27, 1997), или реагентов, создающих в пластах повышенное давление, например смеси соды и кислоты (пат. РФ № 2086756, кл. Е 21 В 43/22, 1997; авт. св. СССР № 2086756, кл. Е 21 В 43/22, 1992), воды или газо-водяной смеси под повышенным давлением (авт. св. СССР № 1820657, кл. Е 21 В 43/20; пат. РФ № 2112869, кл. Е 21 В 43/20, 1998) и т.д.

Общим недостатком всех указанных способов является необходимость периодического введения в скважину значительного количества посторонних веществ, что невозможно без частичного или полного демонтажа используемого для добычи нефти оборудования.

Наиболее перспективными и простыми в применении на выработанных нефтяных пластах являются способы обработки призабойной зоны с помощью импульсов повышенного или пониженного давления.

Известны способ и устройство для добычи нефти, в основе работы которых лежит принцип периодического воздействия на пласт с помощью имплозии (патент РФ № 1830222, кл. Е 21 В 43/25, 43/00, 1992). Способ заключается в том, что обработку призабойной зоны проводят с созданием имплозии, передаваемой по гидродинамической связи хвостовика от устройства, находящегося на 500 м выше забоя скважины, причем в конце каждого цикла отбора нефти в скважину доливают жидкость выше забоя скважины до поднятия стабильного динамического уровня в скважине выше приемных отверстий насоса.

Устройство представляет собой колонну обсадных труб с размещенной в ней колонной лифтовых труб и устройством для откачки нефти и воды, состоящим из заглушенного в нижней части цилиндрического корпуса, в котором установлен с возможностью возвратно-поступательного движения плунжер с клапанами. Дополнительно устройство снабжено кожухом, хвостовиком с выполненными в его нижней части отверстиями и муфтами.

Недостатками способа и устройства является сложность последнего и недостаточная эффективность способа при работе с обедненными нефтяными слоями, возможность возникновения колебаний в колонне, что приводит к ее преждевременному износу.

Известны устройства для добычи нефти, включающие в себя колонну обсадных труб с размещенной в ней колонной лифтовых труб и устройством для откачки нефти и воды (насоса), снабженным при необходимости клапанам (Осипов М.Г. Добыча безводной нефти из залежей с подошвенной водой, НТС “Нефтяное хозяйство”, 1957, № 12, с.49-50; патент США № 3195633, кл. 166-42, 1965; авт. св. СССР № 1340264, 1996, кл. Е 21 В 43/14).

Недостатком данных устройств является относительно невысокая эффективность при эксплуатации на выработанных нефтяных пластах.

Наиболее близкими по технической сущности к заявляемой группе изобретений является устройство и реализуемый с его помощью способ добычи нефти и обработки призабойной зоны скважины (патент РФ № 1794312, 1989, кл. Е 21 В 43/25). Устройство представляет собой колонну обсадных труб с размещенной в ней колонной лифтовых труб и устройством для откачки нефти и воды, состоящим из заглушенного в нижней части цилиндрического корпуса, в стенках которого выполнены отверстия. В корпусе насоса установлен с возможностью возвратно-поступательного движения плунжер длиной не менее длины его хода с клапаном.

Обработка призабойной зоны (ПЗ) достигается за счет создания пониженного давления в зоне отверстий при движении плунжера насоса вверх.

Недостатком устройства является возникновение вибраций в колонне при его эксплуатации, а также низкая эффективность его и способа его применения для очистки перфорационных каналов (ПК) обсадных труб, что снижает эффективность нефтедобычи.

Загрязнение ПК в процессе эксплуатации возникает за счет привноса частиц пластовым флюидом, а в процессе бурения за счет проникновения в пласт фильтрата промывочной жидкости. В первом случае частицы загрязнителя, например глинистые частицы, как правило, меньше среднего размера узостей поровых каналов и составляют менее 5×10^-6 м, т.к. в противном случае они были бы отфильтрованы на долгом пути их движения к забою.

Жидкости, содержащие такие частицы, являются относительно устойчивыми коллоидно-дисперсными системами, однако по мере приближения к ПК скорость движения частиц дисперсии в извилистостях поровых каналов возрастает, что приводит к повышению вероятности их контакта с поверхностью порового канала и частичной коагуляцией дисперсии и в результате к потере проницаемости прискваженной зоны и ПК. Аналогично происходит засорение зоны и каналов привносимыми из пласта частицами парафинов и асфальтенов, которые также образуют плохо растворимые структуры с коагуляционными свойствами, что в итоге ведет к снижению нефтеотдачи пласта.

Кольматация призабойной зоны фильтратом промывочной жидкости определяется структурирующими свойствами водных суспензий каолинита, монтмориллонита и бентонита, обычно добавляемых в промывочную жидкость и обладающих выраженной способностью к образованию коагуляционных структур.

Таким образом для восстановления потенциальной проницаемости ПЗ и ПК необходимо осуществлять полное изотропное объемное разрушение пространственной сетки. Разрушение возвращает жидкости изначальную пониженную вязкость на определенное время. Если за это время скважина будет промыта и избыток частиц удален, проницаемость ПЗ будет восстановлена и нефтедобыча будет осуществляться в оптимальном режиме.

Задачей, решаемой авторами, являлось создание более безопасной и эффективной установки и способа ее применения на основе использования более глубокого разрежения для повышения эффективности работы установки и создания оптимальных гидродинамических условий для очистки ПК и ПЗ.

Указанная задача была решена созданием устройства для добычи нефти, включающего колонну обсадных труб с перфорацией, насос, закрепленный на колонне насосно-компрессорных труб и состоящий из цилиндрического корпуса с заглушенным дном и отверстиями в боковых стенках, системы клапанов и плунжера, соединенного колонной штанг со станком-качалкой установки, при этом устройство выполнено с возможностью образования центростремительных импульсов пониженного давления в потоке жидкости при подъеме плунжера, согласно изобретению оно снабжено вкладышем, установленным на корпусе насоса, образующим с внутренней стенкой обсадных труб зазор 5-10 мм вдоль стенки обсадных труб и перекрывающим на 80-90% по горизонтали площадь между корпусом насоса и обсадными трубами, при этом вкладыш установлен с возможностью образования импульсов пониженного давления в потоке жидкости между вкладышем и стенками обсадных труб и взаимодействия этих потоков с турбулентным возмущением, обеспечивающим очистку перфорационных каналов и призабойной зоны.

Кроме того: вкладыш выполнен в виде цилиндрической муфты;муфта снабжена на внешней поверхности амортизирующим покрытием; дополнительно между нижней поверхностью плунжера и заглушенным дном корпуса насоса имеется свободная зона, в которой размещен хотя бы один измерительный датчик; высота свободной зоны в корпусе насоса составляет 10-50 см.

При этом в способе обработки призабойной зоны скважины и добычи нефти, включающем в себя помещение в скважину насоса, закрепленного на колонне насосно-компрессорных труб и состоящего из цилиндрического корпуса с заглушенным дном и отверстиями в боковых стенках, системы клапанов и плунжера, обработку перфорационных каналов обсадных труб и призабойной зоны центростремительными импульсами пониженного давления, возникающего при движении плунжера вверх, согласно изобретению наряду с центростремительными импульсами пониженного давления их обрабатывают воздействием импульса пониженного давления, возникающего в результате движения потока жидкости через зазор толщиной 5-10 мм вдоль стенки обсадных труб, и турбулентным возмущением, возникающим при взаимодействии обоих потоков.

В качестве вкладыша, в частности, может использоваться разборная или неразборная муфта цилиндрической формы, которая либо закрепляется на верхней части корпуса, либо устанавливается с помощью резьбового соединения между корпусом насоса и колонной насосно-компрессорных труб. На наружную поверхность муфты, как правило, наносится амортизирующее покрытие, например, из резиносодержащего материала, позволяющее практически исключить передачу вибрации от работающего насоса на ОТ.

Закрепление плунжера целесообразно осуществлять таким образом, чтобы между нижней поверхностью плунжера в нижней точке и дном цилиндрического корпуса насоса имелась свободная зона с расположенным в ней, по крайней мере, одним датчиком, обеспечивающим передачу информации о состоянии условий в скважине (давления, температуры и т.п.) в режиме реального времени и отключение устройства при достижении в рабочей зоне нижней границы заданных допустимых условий.

Свободная зона в нижней части насоса оптимально имеет 10-50 см по высоте. Объем зоны должен быть достаточен как для расположения в ней датчика(ов), так и для возможности осаждения и пребывания в межремонтный период в вышеуказанной зоне части частиц, находящихся в поступающей в насос жидкости.

Способ реализуется путем реализации вышеописанного устройства. Он включает в себя помещение в скважину насоса, закрепленного на колонне насосно-компрессорных труб и состоящего из цилиндрического корпуса с заглушенным дном и отверстиями в боковых стенках, системы клапанов и плунжера, осуществление обработки перфорационных каналов обсадных труб и призабойной зоны центростремительными импульсами пониженного давления, возникающего при движении плунжера вверх. При этом особенностью заявляемого способа является размещение насоса в зоне перфорационных каналов обсадной трубы и воздействие на ПЗ при подъеме плунжера разрежением, создаваемым потоком жидкости, идущим через зазор между вкладышем и стенками ОТ вдоль стенок обсадной трубы, одновременно с центростремительным импульсом пониженного давления, создаваемого за счет подъема плунжера, причем указанные потоки регулируются таким образом, что при их взаимодействии в скважине возникает турбулентное движение, разрушающее пространственную сетку и выносящее загрязняющие частицы в рабочую зону насоса.

Общий вид заявляемого устройства изображен на чертеже.

Устройство состоит из колонны обсадных труб (ОТ) 1 с каналами перфорации (КП) 2, насоса 3, закрепленного на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) 4, колонны штанг 5, соединяющих плунжер 6 насоса 3 со станком-качалкой установки (на чертеже не обозначен), и вкладыша 7, выполненного в виде цилиндрической муфты. Насос 3 состоит из корпуса 8 с заглушкой 9 в его нижней части и отверстиями 10 в боковых стенках корпуса, плунжера 6 с всасывающим клапаном 11 и нагнетающим клапаном 12. В свободной зоне (СЗ) 13 между плунжером 6 и заглушкой 9 размещен датчик 14. Вкладыш 7 снабжен амортизирующим покрытием (АП) 15.

Между наружной поверхностью вкладыша (АП) и внутренней стенкой ОТ 1 имеется зазор 16 толщиной 5-10 мм.

Устройство работает следующим образом. Насос 3 устанавливается таким образом, чтобы вкладыш 7 и зазор 16 находились в зоне верхних отверстий КП 2 соответствующего нефтяного пласта. При ходе колонны штанг 5 и связанного с ними плунжера 6 вниз открываются клапаны 12 и 13 плунжера 6, отверстия 10 перекрываются плунжером 6, и нефть под забойным давлением поступает в пространство над плунжером 6. При ходе колонны штанг 5 и связанного с ними плунжера 6 вверх закрываются клапаны 12 и 13 и нефть подается в колонну 4. Отверстия 10 при этом перекрыты плунжером 6, подачи жидкости из пласта под плунжер не происходит, и под плунжером создается зона разряжения.

По мере движения плунжера 6 вверх отверстия 10 открываются и импульс разрежения передается через зазор 16 вверх по скважине и через отверстия КП 2 в призабойную зону (ПЗ), вызывая приток жидкости сверху через зазор 16 и из призабойной зоны через ПК 2.

При этом жидкость из скважины через зазор 16 под давлением вышестоящего в скважине столба жидкости (несколько сотен атмосфер) устремляется в полость, создавая дополнительное разрежение (по принципу водоструйного насоса) в верхних перфорационных отверстиях 2 ОТ 1. В результате из перфорационных отверстий разного уровня происходит разноскоростной импульсный приток жидкости из пласта, который, сталкиваясь с нисходящим потоком из зазора, создает при прохождении в отверстия 10 турбулентные потоки. Воздействие турбулентных возмущений передается через перфорацию в призабойную зону, разрушая пространственную сетку и очищая отверстия перфорационных каналов от загрязнений. При заполнении жидкостью образовавшейся полости происходит возвратный гидравлический удар, передающийся через ПК 2 в толщу ПЗ. Удар, частично отражаясь от вкладыша 7, вызывает дополнительную пульсацию жидкости в ПК и ПЗП, окончательно ликвидируя пространственную сетку.

Частицы загрязнений вместе с жидкостью поступают в рабочую зону насоса, который затем перекачивает жидкость с основной часть частиц в НКТ на устье скважины. Незначительная часть частиц оседает в свободной зоне.

Наряду с выполнением вышеописанных функций вкладыш 7 выполняет роль амортизатора и гасит колебания в скважине, ограничивая зону действия импульса.

Датчик 14 передает информацию о состоянии процесса в реальном времени, что позволяет своевременно отключать установку, обеспечивая оптимальный режим ее эксплуатации.

Пример 1. Добычу нефти проводили из скважины глубиной 1300 м. Вязкость нефти составляла 11.2 спз при 20°С. Давление на забое -2,76 МПа. Колонна насосно-компрессорных труб имела диаметр 75 мм. Диаметр обсадных труб - 140 мм. На колонну НКТ навинчивали вкладыш-муфту диаметром 132 мм и заглушенный корпус модифицированного скважинного штангового насоса при длине рабочего цилиндра 4,5 м, длине плунжера 2,25 м. Число циклов работы 4-5 качаний в минуту. Диаметр двух отверстий в корпусе насоса 20 мм и двух других 17,5 мм.

До начала использования изобретения производительность скважины составляла 1,8 т/с, включая 1,5 т/с нефти. После 3-х дней работы с использованием заявляемого изобретения суммарная производительность составила 6,6 т/с, включая 5,6 т/с нефти.

Пример 2. Добычу нефти проводили из скважины глубиной 1500 м. Вязкость нефти составляла 12,4 сП при 20°С. Давление на забое -2,5 МПа. Колонна насосно-компрессорных труб имела диаметр 80 мм. Диаметр обсадных труб - 160 мм. На верхнюю часть корпуса насоса монтировали разборный вкладыш-муфту диаметром 150 мм. Длина заглушенного цилиндрического корпуса 5 м, длина плунжера 2,5 м. Число циклов работы - 5 качаний в минуту. Диаметр двух отверстий в корпусе насоса 22 мм и двух других - 20 мм.

До начала использования изобретения производительность скважины составляла 10,7 т/с, включая 3,5 т/с нефти. После 4-х дней работы с использованием заявляемого изобретения суммарная производительность составила 15,5 т/с, включая 7,2 т/с нефти.

Пример 3. Добычу нефти проводили из скважины глубиной 1300 м. Вязкость нефти составляла 11,0 сП при 20°С. Давление на забое -2,9 МПа. Колонна насосно-компрессорных труб имела диаметр 70 мм. Диаметр обсадных труб - 140 мм. На колонну НКТ навинчивали вкладыш-муфту диаметром 145 мм и заглушенный корпус модифицированного скважинного штангового насоса при длине рабочего цилиндра 5 м, длине плунжера 2,5 м. Число циклов работы - 7 качаний в минуту. Диаметр отверстий в корпусе насоса 22 мм.

До начала использования изобретения производительность скважины составляла 7,5 т/с, включая 2,6 т/с нефти. После 7-х дней работы с использованием заявляемого изобретения суммарная производительность составила 12,0 т/с, включая 4,2 т/с нефти.

Из приведенных примеров следует, что применение новой установки по сравнению с традиционным оборудованием позволяет практически вдвое увеличить добычу нефти.

Claims (6)

1. Устройство для добычи нефти, включающее колонну обсадных труб с перфорацией, насос, закрепленный на колонне насосно-компрессорных труб и состоящий из цилиндрического корпуса с заглушенным дном и отверстиями в боковых стенках, системы клапанов и плунжера, соединенного колонной штанг со станком-качалкой установки, при этом устройство выполнено с возможностью образования центростремительных импульсов пониженного давления в потоке жидкости при подъеме плунжера, отличающееся тем, что оно снабжено вкладышем, установленным на корпусе насоса, образующим с внутренней стенкой обсадных труб зазор 5-10 мм вдоль стенки обсадных труб и перекрывающим на 80-90% по горизонтали площадь между корпусом насоса и обсадными трубами, при этом вкладыш установлен с возможностью образования импульсов пониженного давления в потоке жидкости между вкладышем и стенками обсадных труб и взаимодействия этих потоков с турбулентным возмущением, обеспечивающим очистку перфорационных каналов и призабойной зоны.

2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что вкладыш выполнен в виде цилиндрической муфты.

3. Устройство по п.2, отличающееся тем, что муфта снабжена на внешней поверхности амортизирующим покрытием.

4. Устройство по п.1, отличающееся тем, что дополнительно между нижней поверхностью плунжера и заглушенным дном корпуса насоса имеется свободная зона, в которой размещен хотя бы один измерительный датчик.

5. Устройство по п.4, отличающееся тем, что высота свободной зоны в корпусе насоса составляет 10-50 см.

6. Способ обработки призабойной зоны скважины и добычи нефти, включающий в себя помещение в скважину насоса, закрепленного на колонне насосно-компрессорных труб и состоящего из цилиндрического корпуса с заглушенным дном и отверстиями в боковых стенках, системы клапанов и плунжера, обработку перфорационных каналов обсадных труб и призабойной зоны центростремительными импульсами пониженного давления, возникающего при движении плунжера вверх, отличающийся тем, что наряду с центростремительными импульсами пониженного давления их обрабатывают воздействием импульса пониженного давления, возникающего в результате движения потока жидкости через зазор толщиной 5-10 мм вдоль стенки обсадных труб и турбулентным возмущением, возникающим при взаимодействии обоих потоков.