Способ разработки нефтяного месторождения

Способ разработки нефтяного месторождения

Иллюстрации

Показать все

Реферат

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

Известен способ эксплуатации скважины штанговым насосом (ШГН), подвешенным на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ). Недостатки способа - большие потери колебательной энергии, развиваемой штанговым насосом, на деформацию труб и штанг, отсутствие влияния динамики работы штангового насоса на приток жидкости к скважинам [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.

Недостатки 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 собственных колебаний, столба откачиваемой жидкости и колонны НКТ и, как результат, низкая эффективность воздействия и малый прирост добычи нефти.

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

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, 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 периоды мод собственных колебаний открытого с устья столба жидкости в скважине Тжn и периоды собственных мод колебаний зажатой с обоих концов колонны НКТ Ткm, выбирают моды собственных колебаний жидкости и колонны НКТ, наиболее близкие по значению периодов Тжn и Ткm, и регулируют глубину погружения насоса Нн по уровню, равному половине от максимума пучности смещений, который определяют из формулы:

,

где λж - длина волны в жидкости в метрах до максимально достижимого совпадения значений Тжn и Ткm, при этом периоды мод собственных колебаний открытого с устья столба жидкости в скважине Тжn определяют из формулы:

,

где Нн - глубина погружения насоса, м;

n - номер моды, ед.;

Vж=(Gж·g/yж)^1/2 - скорость упругих волн в жидкости, м/с;

Gж - модуль упругости жидкости, кг/м²;

yж - удельный вес жидкости, кг/м³;

g=9,8 м/с²,

а периоды собственных мод колебаний зажатой с обоих концов колонны НКТ Ткт определяют из формулы:

,

где Нк=Нз - высота колонны НКТ, равная глубине забоя скважины, м;

vk=5000 м/с - скорость упругих волн в колонне НКТ, м/с;

m - номер моды колебаний колонны НКТ, ед.

Сущность изобретения

Известные способы разработки нефтяных месторождений используют волновое воздействие для достижения наиболее полной нефтеотдачи. Недостаток - низкая интенсивность волнового поля, обусловленная несогласованностью собственных колебаний, столба откачиваемой жидкости и колонны НКТ 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 следующим образом.

При разработки нефтяного месторождения ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. В добывающих скважинах 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, задание периода качаний насоса, установку длины хода плунжера насоса, эксплуатацию насоса и отбор нефти из скважины с одновременным дилатационно-волновым воздействием на продуктивные пласты. Определяют периоды мод собственных колебаний открытого с устья столба жидкости в скважине Тжn и периоды собственных мод колебаний зажатой с обоих концов колонны НКТ Ткm, выбирают моды собственных колебаний жидкости и колонны НКТ, наиболее близкие по значению периодов Тжn и Ткm, и регулируют глубину погружения насоса Нн по уровню, равному половине от максимума пучности смещений, который определяют из формулы:

,

где λж - длина волны в жидкости в метрах до максимально достижимого совпадения значений Тжn и Ткm, при этом периоды мод собственных колебаний открытого с устья столба жидкости в скважине Тжn определяют из формулы:

,

где Нн - глубина погружения насоса, м;

n - номер моды, ед.;

Vж=(Gж·g/yж)^1/2 - скорость упругих волн в жидкости, м/с;

Gж - модуль упругости, жидкости, кг/м²;

yж - удельный вес жидкости, кг/м³;

g=9,8 м/с²,

а периоды собственных мод колебаний зажатой с обоих концов колонны НКТ Ткm определяют из формулы:

,

где Нк=Нз - высота колонны НКТ, равная глубине забоя скважины, м;

Vк=5000 м/с - скорость упругих волн в колонне НКТ, м/с;

m - номер моды колебаний колонны НКТ, ед.

Первичным возбудителем колебаний в скважине является плунжер штангового насоса, совершающий возвратно-поступательные движения в корпусе насоса.

При движении вверх плунжер принимает на себя вес столба откачиваемой жидкости Рж, поднимает его и частично выбрасывает в выкидную линию. При движении вниз столб жидкости опирается на закрытый приемный клапан и добавляется к весу колонны НКТ, воздействуя на хвостовик, а через него на породу в зумпфе дополнительным импульсом давления. При этом в столбе жидкости высотой Нн от насоса до устья с модулем упругости Gж и удельным весом уж возбуждаются колебания на одной из собственных мод резонансных частот с периодом Тжn. Колебания столба жидкости передаются на колонну НКТ и возбуждают в ней колебания на одной из ее собственных мод с периодом Ткm.

Колебательный процесс эффективно развивается при условии Тжn≈Tкm. В известных технических решениях такое условие не учитывалось. В настоящем изобретении достигается максимально близкое равенство Тжn≈Ткm регулированием глубины насоса по уровню 0,5 максимума смещений, в пределах , благодаря чему интенсивность колебаний и эффект от воздействия существенно повышаются.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяное месторождение со следующими характеристиками: глубина 1730 м, пластовое давление 15 МПа, пластовая температура 33°C, 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 Нз=1540 м, динамический уровень жидкости Нд=1040 м, колонна НКТ - диаметры внешний/внутренний D_1/2=73/60 мм, насос диаметром 32 мм спущен в пучность 2-й моды (n=2) колебаний колонны на глубину, равную нечетному числу четвертей ее длины Нн=(2n-1) Нз/4=3Нз/4=3·1540/4=1155 м, содержание воды в продукции скважины 70%, удельный вес воды yв=1120 кг/м³, удельный вес нефти yн=930 кг/м³, модуль сжатия воды Gb=23·10⁷ кг/м², нефти Gн=14*10⁷ кг/м².

В скважине определяют для жидкости: удельный вес yж=0,7yв+0,3yн=0,7·1120+0,3·930=784+279=1063 кг/м³; модуль упругости Gж=0,7Св+0,3Gн=0,7·23·10⁷+0,3·14·10⁷=20,3·10⁷ кг/м²; скорость волн Vж=(Gж·g/yж)^1/2=(20,3·10⁷·9,8/1063)^1/2=1368 м/с; периоды мод собственных колебаний: для 1-й моды, n=1, Тж1=4Нн/(2n-1)·Vж=4·1155/1·1368=3,4 с; для 2-й моды n=2, Тж2=4·1155/3·1368=1,125 с, для 3-й, Тж3=4·1155/5·1368=0,675 с, Тж4=0,482 и т.д. Для колонны НКТ, зажатой с обеих концов, Ткm=2·Нз/m·Vк, где для стальных труб Vк=5000 м/с, периоды мод колебаний будут: Тк1=2·1540/1·5000=0,616 с, Тк2=2·1540/2·5000=0,308 с и т.д.

Наиболее близкими по значению периодов колебаний являются моды Тж3=0,675 с и Тк1=0,616 с, поэтому 3-я мода колебаний столба жидкости наиболее эффективно возбуждает первую моду колебаний в колонне НКТ.

Для достижения оптимального резонанса регулируют глубину насоса так, чтобы максимально выполнить условие Тж3=Тк1. Возбуждение колебаний в колонне будет происходить, если точка приложения возмущающей силы (прием насоса) будет находиться в зоне пучности смещений, занимающей часть колонны, равную половине длины волны λк/2, в соответствии с чертежом, на котором показаны пределы регулирования Нн по уровню 0,5 пучности поля (Sin 30°=0,5).

В идеальном случае насос должен находиться вблизи максимума пучности смещений, поэтому регулируют глубину погружения насоса так, чтобы он находился, по крайней мере, в пределах 0,5 амплитуды смещений, то есть в пределах ±0,3λк/2 от центра максимума смещений, как это дано на фиг.1. Задают Тж3=4, Нн/5·1368=Тк1=0,616, откуда Нн=0,616·5·1368/4=1053 м. При этом насос находится ниже динамического уровня жидкости на 1053-1040=13 м, что вполне допустимо. Условие также выполняется: ΔНн=1155-1053=102 м; λж3/2=Тж3·Vж/2=0,675·1368/2=462; ΔНн/(λж3/2)=102/462=0,22, <0,3·λж/2.

Аналогичные работы проводят на всех добывающих скважинах участка разработки.

В результате при эксплуатации скважин повышается эффективность дилатационно-волнового воздействия и текущая нефтеотдача на 16% по сравнению с прототипом.

Способ разработки нефтяного месторождения, 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 периоды мод собственных колебаний открытого с устья столба жидкости в скважине Тжn и периоды собственных мод колебаний зажатой с обоих концов колонны НКТ Ткm, выбирают моды собственных колебаний жидкости и колонны НКТ, наиболее близкие по значению периодов Тжn и Ткm и регулируют глубину погружения насоса Нн по уровню ΔНн, равному половине от максимума пучности смещений, который определяют из формулы: где λж - длина волны в жидкости в метрах до максимально достижимого совпадения значений Тжn и Ткm, при этом периоды мод собственных колебаний открытого с устья столба жидкости в скважине Тжn определяют из формулы:Тжn=4Нн/(2n-1)Vж,где Нн - глубина погружения насоса, м;n - номер моды, ед.;Vж=(Gж·g/γж)^1/2 - скорость упругих волн в жидкости, м/с;Gж - модуль упругости жидкости, кг/м²;γж - удельный вес жидкости, кг/м³;g=9,8 м/с²,а периоды собственных мод колебаний зажатой с обоих концов колонны НКТ Ткm определяют из формулы:Ткm=2Нк/mVк,где Нк=Нз - высота колонны НКТ, равная глубине забоя скважины, м;Vк≈5000 м/с - скорость упругих волн в колонне НКТ, м/с;m - номер моды колебаний колонны НКТ, ед.