RU2291957C2 - Способ эксплуатации добывающей скважины и оборудование для его осуществления - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к повышению эффективности эксплуатации добывающих скважин, в особенности скважин, эксплуатируемых в осложненных условиях разработки. Обеспечивает повышение эффективности эксплуатации добывающей скважины за счет создания наиболее благоприятных условий для увеличения притока нефти из коллектора пласта, подверженного во время эксплуатации загрязнениям и снижению проницаемости или недостаточно полно освоенного в процессе строительства скважины, и повышение надежности работы электроцентробежного насоса и надежности функционирования гидродинамически связанных с ним элементов конструкции скважины, предназначенных для извлечения подземной жидкости. Сущность изобретения: по способу спускают на насосно-компрессорных трубах электроцентробежный насос и хвостовик с перфорированной нижней частью. Изолируют потоки жидкости в затрубном пространстве. Согласно изобретению в хвостовике устанавливают гидродинамический генератор упругих колебаний, который приводят в действие потоком добываемой жидкости, направляемого в затрубное пространство выше его изолированной части электроцентробежным насосом. Изоляцию затрубного пространства выше продуктивного пласта выполняют с возможностью регулирования направления потоков добываемой жидкости. Оборудование включает насосно-компрессорные трубы с электроцентробежным насосом, хвостовик из насосно-компрессорных труб с перфорированной нижней частью и пакер. Хвостовик снабжен источником упругих колебаний, включающим гидродинамический генератор упругих колебаний с резонатором. Выше пакера установлен отражатель потока в затрубное пространство. Пакер выполнен с возможностью регулирования гидравлического сопротивления потока добываемой жидкости для распределения его через источник упругих колебаний и в затрубное пространство. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 1 ил.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к повышению эффективности эксплуатации добывающих скважин, в особенности скважин, эксплуатируемых в осложненных условиях разработки.

Известны способы эксплуатации добывающей скважины с использованием оборудования, включающие бурение скважины, спуск эксплуатационной колонны, ее цементирование, перфорацию, освоение скважины, спуск на насосно-компрессорных трубах электроцентробежного насоса (ЭЦН) с последующей добычей нефти, а затем обводненной продукции с помощью ЭЦН (Амелин И.Д., Андриасов Р.С., Гиматудинов Ш.К. и др. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений. Недра, 1978, с.239-248).

Недостатками известных способов являются снижение дебита скважины со временем, уменьшение коэффициента охвата пласта дренированием по толщине и, как следствие, снижение коэффициента нефтеизвлечения.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ эксплуатации добывающей скважины и применяемое для его осуществления оборудование по патенту РФ №2225938, кл. Е 21 В 43/00, опубл. 20.03.04 г., включающее спуск на насосно-компрессорных трубах (НКТ) электроцентробежного насоса и газосепаратора, причем до спуска ЭЦН и газосепаратора в скважине с упором на забой или зумпф устанавливают пакер и хвостовик из насосно-компрессорных труб с перфорированной нижней частью, позволяющий создавать требуемую скорость восходящего потока флюидов для выноса с забоя добываемой воды и механических примесей.

Известный способ и оборудование позволяют повысить эффективность эксплуатации скважины за счет очистки трубной части забоя, но в осложненных условиях их эффективность недостаточно высока и это связано со слабым воздействием на ПЗП в процессе добычи. Недостатками известного способа является также опасность быстрого выхода из строя дорогостоящего электроцентробежного насоса из-за абразивного износа гидрозащиты и других узлов механическими примесями, песчинками продуктивного пласта. Кроме того, опасно осуществлять распакеровку пакера за счет веса ЭЦН, поскольку через него будет ложиться вес верхних НКТ и может повредиться сравнительно тонкая оболочка двигателя. И, наконец, эффективность спуска хвостовика для увеличения охвата пласта дренированием и повышения коэффициента нефтеизвлечения является низкой, поскольку никакого дополнительного воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) хвостовик не оказывает, а только способствует откачке скапливающейся на забое воды и направлению пластовой жидкости в насосно-компрессорные трубы.

Задачей изобретения является повышение эффективности эксплуатации добывающей скважины за счет создания наиболее благоприятных условий для увеличения притока нефти из коллектора пласта, подверженного во время эксплуатации загрязнениям и снижению проницаемости или недостаточно полно освоенного в процессе строительства скважины, и повышение надежности работы электроцентробежного насоса и надежности функционирования гидродинамически связанных с ним элементов конструкции скважины, предназначенных для извлечения подземной жидкости.

Для решения поставленной задачи в известном способе эксплуатации добывающей скважины, включающем спуск на насосно-компрессорных трубах электроцентробежного насоса и хвостовика с перфорированной нижней частью и изоляцию потоков жидкости в затрубном пространстве, согласно изобретению в хвостовике устанавливают источник упругих колебаний, который приводят в действие потоком добываемой жидкости, направляемой в затрубное пространство выше его изолированной части электроцентробежным насосом, при этом изоляцию затрубного пространства выше продуктивного пласта выполняют с возможностью регулирования направления потока добываемой жидкости.

При этом возможно, что:

- хвостовик из насосно-компрессорных труб с перфорированной нижней частью устанавливают с упором на забой или с упором на забой через удлинитель;

- хвостовик из насосно-компрессорных труб с перфорированной нижней частью спускают совместно с электроцентробежным насосом, а соединяют их с помощью телескопического узла;

- источник упругих колебаний приводят в действие через перфорированную нижнюю часть хвостовика частью потока добываемой жидкости, а другую часть направляют в затрубное пространство. При этом величину части потока, направляемого в затрубное пространство, регулируют с помощью веса верхней части хвостовика, нагруженного на пакер;

- до спуска электроцентробежного насоса производят обработку призабойной зоны пласта для очистки коллектора от кольматирующих материалов и повышения продуктивности.

Поставленная задача решается также тем, что в известном оборудовании для эксплуатации добывающей скважины, включающем насосно-компрессорные трубы с электроцентробежным насосом, хвостовик из насосно-компрессорных труб с перфорированной нижней частью и пакер, согласно изобретению указанный хвостовик снабжен источником упругих колебаний, включающим гидродинамический генератор упругих колебаний с резонатором, выше пакера установлен отражатель потока в затрубное пространство, а пакер выполнен с возможностью регулирования гидравлического сопротивления потока добываемой жидкости для распределения его через источник упругих колебаний и в затрубное пространство.

При этом возможно, что:

- резонатор выполнен в виде четвертьволнового отрезка трубы, в верхней части которой установлен гидродинамический генератор колебаний, а нижняя часть перфорирована;

- перфорированная нижняя часть резонатора является нижней частью хвостовика и может быть снабжена снаружи эластичной мембраной;

- в нижней части резонатора установлен регулятор расхода;

- пакер выполнен в виде гидрозатвора, а гидрозатвор снабжен пескоуловителем;

- отражатель потока выполнен в виде перфорированного патрубка с регулятором расхода в верхней его части;

- перфорированная нижняя часть хвостовика из насосно-компрессорных труб снабжена удлинителем.

Целесообразно в качестве источника упругих колебаний использовать гидродинамические генераторы конструкции «Научно-Производственного Предприятия Ойл-Инжиниринг», выполненные на основе вихревых центробежных форсунок не менее чем с двумя напорными ступенями противоположной закрутки. Генератор может работать от потока притекаемой в скважину жидкости и создавать в интервале пласта низкочастотные колебания давления, которые передаются через перфорационные каналы и трансформируются в упругие колебания в призабойной зоне пласта. Подобные генераторы обладают повышенной эффективностью генерации в широком диапазоне изменения напорно-расходных параметров протекаемой через них жидкости, устойчиво работают при сравнительно малом перепаде давления (0,5-2,5 МПа) и расходе (50-250 м³/сут), обладают высоким гидравлико-акустическим КПД, способны генерировать низкочастотные колебания, параметры которых можно настраивать в соответствии с конкретными геолого-физическими характеристиками пласта. За счет отсутствия движущихся механических частей обеспечивается повышенные надежность работы и моторесурс, сравнимый с ЭЦН. При этом их работоспособность почти не зависит от типа протекаемой жидкости. Устанавливаемые режимы функционирования генератора обеспечивают целостность цементного кольца при условии его качественного исполнения.

Целесообразно также хвостовик из насосно-компрессорных труб с перфорированной нижней частью соединять с электроцентробежным насосом с помощью телескопического узла и спускать совместно с электроцентробежным насосом, при этом при наличии зумпфа хвостовик через удлинитель устанавливать с упором на забой, а распакеровку пакера регулировать с помощью веса верхней части хвостовика, нагруженного на пакер. Такое исполнение помогает избежать излишние спускоподъемные операции, позволяет почти полностью разгрузить ЭЦН от веса хвостовика и обеспечить целостность насоса и надежность его работы без ухудшения функционирования устройства в целом.

Отличительные признаки предлагаемого изобретения позволяют при эксплуатации скважин с использованием ЭЦН обеспечить качественно новые условия для притока нефти в скважину, заключающиеся в том, что при воздействии упругими колебаниями повышается скорость фильтрации, охват продуктивного интервала пласта и возникает постоянно действующий эффект виброочистки фильтра при истоке добываемой жидкости.

При реализации изобретения возникает новое качество эксплуатации скважины, связанное не только с созданием полезных условий для увеличения притока добываемой жидкости из коллектора пласта и снижения обводненности продукции, но и с обеспечением благоприятного для общей работы и функционирования узлов ЭЦН непрерывного диспергирующего воздействия на добываемую жидкость, которое обеспечивает предотвращение парафино- и газгидратнообразований в линиях насоса и добычи.

Поскольку заявленный способ осуществляется при работе предложенного оборудования, то описание работы способа приведено при изложении раздела описания работы оборудования.

На чертеже изображен продольный разрез заявляемого оборудования для эксплуатации добывающей скважины, выполненного в оптимальном варианте. Оборудование состоит из электроцентробежного насоса 1, спущенного на насосно-компрессорных трубах 2 и присоединенного к нему с помощью телескопического узла 3 хвостовика 4 из насосно-компрессорных труб. Хвостовик 4 содержит пакер 5, выше которого расположен отражатель потока 6, состоящий из перфорированного патрубка 7 и регулятора потока 8. Ниже пакера 5 установлен резонатор 9, в верхней части которого расположен гидродинамический генератор 10, а ниже перфорированной части 11 резонатора 9 установлен удлинитель 13.

Устройство для эксплуатации добывающей скважины работает следующим образом.

Перед эксплуатацией оборудования выбирают гидродинамический генератор с расходной характеристикой соответствующей, совместно с регулируемой пакером величиной расхода по затрубному пространству, притоку жидкости из пласта. Определяют длину удлинителя хвостовика так, чтобы при упоре удлинителя в забой нижняя перфорированная часть резонатора была расположена напротив продуктивного пласта, при этом длина хвостовика должна обеспечивать расположение электроцентробежного насоса при спуске устройства в скважину на требуемую глубину.

При спуске оборудования в скважину на насосно-компрессорных трубах 2 с упором на забой удлинителя 13 хвостовика 4 должно быть обеспечено с помощью телескопического узла 3 освобождение веса хвостовика 4 от электроцентробежного насоса 1.

При пуске электроцентробежного насоса 1 и отборе из скважины жидкости поток из продуктивного пласта проходит через нижнюю перфорированную часть резонатора 11 и через гидродинамический генератор 10, возбуждающий упругие колебания, которые в свою очередь из резонатора 9, ограниченного снизу регулятором расхода 12, через перфорированную часть резонатора 11 распространяются на продуктивный пласт. Выходя из гидродинамического генератора 10, поток добываемой жидкости, пройдя через внутреннюю часть пакера 5, поступает в отражатель потока 6, ограниченный сверху регулятором расхода 8, и через его перфорированный патрубок 7 поступает в затрубное пространство на вход электроцентробежного насоса 1.

Пример осуществления способа.

Для проведения обработки выбрана добывающая скважина, вскрывающая продуктивные отложения Девона. Скважина находится в заводненной зоне разработки. По оценкам геологической службы недропользователя остаточные запасы нефти составляют около 30 тысяч тонн.

Геолого-техническая характеристика:

Интервал перфорации 1744-1751 м. Эксплуатационная колонна 146 мм. Искусственный забой 1775 м. Текущий забой 1762 м. Пластовое давление 17,8 МПа. Дебит жидкости 230 м³/сут, нефти 3,7 т/сут, обводненность 98%, динамический уровень 350 м. Пласт Д1 представлен песчаниками, в кровельной части с пониженной проницаемостью, в которой в основном и сосредоточены остаточные запасы нефти.

В связи с наличием в зумпфе песчано-глинистой пробки производится промывка забоя скважины от осадка до глубины искусственного забоя. Кроме того, прорабатывается ствол скважины скребком от отложения солей в интервале установки пакера и промывается забой до чистой воды. Исходя из коэффициента продуктивности выбирается ЭЦН с теоретической производительностью 125 м³/сут и гидродинамический генератор комплекса технологического оборудования «СТРЭНТЭР» "НПП Ойл-Инжиниринг". Из расчета установки ЭЦН на глубине 1500 м, а генератора в верхней части интервала пласта 1744-1746 м определяется длина хвостовика 244 м и удлинителя 29 м. Рассчитывается вес оборудования, которое будет присоединено снизу к ЭЦН.

На мостках собирается компоновка из резонатора-фильтра с гидродинамическим генератором в нем и одной трубы НКТ 73 мм. Собирается компоновка из резонатора-фильтра с гидродинамическим генератором в нем и одной трубы НКТ 73 мм. Производится последовательно спуск в скважину удлинителя, резонатора с генератором, затем хвостовика с пакером и отражателем потока и телескопическим узлом. По индикатору уточняется вес спущенного оборудования, затем через патрубок соединяется ЭЦН и продолжается спуск на колонне НКТ вместе с электрическим кабелем на клямсах до снижения веса на уточненный ранее вес хвостовика, что свидетельствует об упоре удлинителя на забой и разгрузке хвостовика на пакер для его распакеровки. Далее производятся работы по пуску ЭЦН. После ввода скважины в эксплуатацию прослеживается динамический уровень и определяется дебит жидкости, производится отбор проб для контроля количества взвешенных частиц, содержания воды и нефти.

По результатам замеров приток жидкости составил 135 м/сут, а через 2 месяца эксплуатации скважины дебит нефти возрос до 4,8 т/сут, обводненность снизилась до 96,5%, динамический уровень установился на 450 м.

Использование изобретения позволяет существенно повышать рентабельность эксплуатации скважин с применением ЭЦН, в особенности на поздней стадии разработки месторождений.

Claims (16)

1. Способ эксплуатации добывающей скважины, включающий спуск на насосно-компрессорных трубах электроцентробежного насоса и хвостовика с перфорированной нижней частью и изоляцию потоков жидкости в затрубном пространстве, отличающийся тем, что в хвостовике устанавливают гидродинамический генератор упругих колебаний, который приводят в действие потоком добываемой жидкости, направляемого в затрубное пространство выше его изолированной части электроцентробежным насосом, при этом изоляцию затрубного пространства выше продуктивного пласта выполняют с возможностью регулирования направления потоков добываемой жидкости.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что хвостовик из насосно-компрессорных труб с перфорированной нижней частью устанавливают с упором на забой.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что хвостовик из насосно-компрессорных труб с перфорированной нижней частью устанавливают с упором на забой через удлинитель.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что хвостовик из насосно-компрессорных труб с перфорированной нижней частью спускают совместно с электроцентробежным насосом.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что хвостовик из насосно-компрессорных труб с перфорированной нижней частью соединяют с электроцентробежным насосом с помощью телескопического узла.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что величину части потока, направляемого в затрубное пространство, регулируют с помощью веса верхней части хвостовика, нагруженного на пакер.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что до спуска электроцентробежного насоса производят обработку призабойной зоны пласта для чистки от кольматирующих материалов и повышения продуктивности пласта.

8. Оборудование для эксплуатации добывающей скважины, включающее насосно-компрессорные трубы с электроцентробежным насосом, хвостовик из насосно-компрессорных труб с перфорированной нижней частью и пакер, отличающееся тем, что хвостовик снабжен источником упругих колебаний, включающим гидродинамический генератор упругих колебаний с резонатором, выше пакера установлен отражатель потока в затрубное пространство, а пакер выполнен с возможностью регулирования гидравлического сопротивления потока добываемой жидкости для распределения его через источник упругих колебаний и в затрубное пространство.

9. Оборудование по п.8, отличающееся тем, что резонатор выполнен в виде четвертьволнового отрезка трубы, в верхней части которой установлен гидродинамический генератор колебаний, а нижняя часть перфорирована.

10. Оборудование по п.8, отличающееся тем, что перфорированная нижняя часть резонатора является перфорированной нижней частью хвостовика.

11. Оборудование по п.8, отличающееся тем, что перфорированная нижняя часть резонатора снабжена снаружи эластичной мембраной.

12. Оборудование по п.8, отличающееся тем, что в нижней части резонатора установлен регулятор расхода.

13. Оборудование по п.8, отличающееся тем, что пакер выполнен в виде гидрозатвора.

14. Оборудование по п.8, отличающееся тем, что гидрозатвор снабжен пескоуловителем.

15. Оборудование по п.8, отличающееся тем, что отражатель потока выполнен в виде перфорированного патрубка с регулятором расхода в верхней его части.

16. Оборудование по п.8, отличающееся тем, что перфорированная нижняя часть хвостовика из насосно-компрессорных труб снабжена удлинителем.