RU2406816C1 - Oil deposit development method - Google Patents

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: method involves withdrawal of oil through production wells, pumping of working agent through injection wells, installation of tubing string in production wells with bottom-hole oil pump and shank on rock in sump, arrangement of pump at maximum depth in antinode of the well adjusted for one of higher harmonics - modes of free vibrations of the system, setting of the pumping period, installation of the pump plunger travel, operation of pump and withdrawal of oil from the well with simultaneous dilatation-wave action on productive formations. According to invention, natural period of vibrations of liquid column in the well, which is open from the mouth, is determined, the pumping period is set equal to odd number of period of liquid vibrations; at that, pumping period is determined by the similar equation.

EFFECT: increasing oil recovery owing to increased intensity of wave field and efficiency of the action.

1 ex, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение на скважинах, оборудованных штанговыми насосами.The invention relates to the oil industry and may find application in wells equipped with sucker rod pumps.

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.A known method of operating a well in which a tubing string with a sucker rod pump is provided with a liner and is supported on rock in a well sump [RF Patent No. 2124119, publ. December 27, 1998]. With this method of operation, tensile loads arise in the perforation zone due to the weight of the tubing and a zone of dilatation (decompression) of the rocks is created, as a result of which the flow of fluid to the wells improves. When the pump is operating, a wave field is applied to the dilatation zone, excited by the dynamics of the pump and acting at a distance of 2-3 km from the wellbore. Dilatation-wave action has a positive effect on oil flow to wells within a radius of 3 km.

Недостаток способа - невысокая эффективность дилатационно-волнового воздействия на продуктивные пласты, обусловленная низкой интенсивностью волнового поля.The disadvantage of this method is the low efficiency of the dilatation wave impact on the productive formations, due to the low intensity of the wave field.

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].Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing a hydrocarbon deposit in which vibroseismic exposure, oil selection through production wells and injection of a working agent through injection wells are conducted. Fault zones with subvertical fracture are distinguished, which form hydrodynamic bonds of the crystalline basement with the reservoir of the reservoir. In these zones, exciting wells with close bottom depths are selected. If necessary, level the depth of the faces by drilling or cementing. The resonant dominant frequency of the impact, common to all exciting wells, is determined and an intense wave field is formed in the direction of the subvertical feed channels to the deep zones of hydrocarbon generation. An intense field is formed in active zones with developed fracturing by exciting wells of dilatation-wave action or other borehole vibration sources of low frequency and high power, operating at the same dominant frequency. Corresponding initial phase shifts between vibrations of vibration sources are set to obtain field maxima in the selected active deep regions. Periodically, at least once every six months, all the vibration sources simultaneously change the initial phases by another 180 °, in addition to the previously established ones, and scan the field throughout the entire active generation and recharge area, initiating the filtration of hydrocarbon fluids from deep zones to the field [RF Patent No. 2377398, publ. December 27, 2009 - a prototype].

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.The disadvantage is the low intensity of the wave field, due to the inconsistency of the pump with the natural frequency of the oscillations of the column of pumped liquid and, as a result, the low impact efficiency and small increase in oil production.

В предложенном изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи пластов за счет повышения интенсивности волнового поля и эффективности воздействия.The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery by increasing the intensity of the wave field and the effectiveness of the impact.

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 формулеThe problem is solved in that in a method for developing an oil reservoir, including oil extraction through production wells, pumping a working agent through injection wells, installing a tubing string with a sucker rod pump and a liner on the rocks in the sump in the producing wells, placing the pump at the maximum depth in the antinode of the well’s vibrations tuned to one of the highest harmonics (modes) of the natural oscillations of the system, setting the pump rocking period, setting the stroke length of the pump plunger, operating the pump and taking oil from the well at the same time mennym dilatationally wave-influence on the productive strata of the invention is determined the natural period of oscillation with the open mouth of the fluid column in the wellbore _w T, set period T wobble pump _n equal to an odd number of periods of oscillations of the liquid, and the period of oscillation of the pump is determined by the formula

Т_н=(2k-1)Т_ж,T _n = (2k-1) T _W ,

где k=1, 2, 3… и т.д. - целое число натурального ряда;where k = 1, 2, 3 ... etc. - an integer of the natural number;

(2k-1) - нечетное число натурального ряда, обозначающее нечетное число периодов колебаний жидкости;(2k-1) is an odd number of the natural series denoting an odd number of periods of fluid oscillations;

Т_ж=4Н_н/V_ж;T _W = 4H _n / V _W ;

где Н_н - глубина погружения насоса, м;where N _n - the immersion depth of the pump, m;

V_ж=(С_ж·g/v_ж)^1/2 - скорость упругих волн в жидкости, м/с;V _W = (C _W · g / v _W ) ^1/2 - the speed of elastic waves in a liquid, m / s;

G_ж - модуль упругости жидкости, кг/м²;G _W - modulus of elasticity of the liquid, kg / m ² ;

V_ж - удельный вес жидкости, кг/м³;V _W - the specific gravity of the liquid, kg / m ³ ;

g=9,8 м/с².g = 9.8 m / s ² .

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

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.During the operation of the pump, oscillations occur in the column of the pumped liquid, which are transmitted to the tubing string and through the liner to the rocks in the sump, exciting a wave field in them.

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.If the pump operation is not consistent with fluid oscillations, then when the directions (phases) of the fluid and the pump plunger coincide, the oscillations amplify, and if they do not coincide, they are suppressed, which reduces the impact efficiency. Fluctuations in the pump-liquid column system develop successfully when the direction of movement of the plunger and liquid in the field antinode coincide with each change of direction of movement of the plunger. In practice, T _n >> T _W , therefore, a sufficient condition for the successful development of oscillations is the equality T _n = (2k-1) T _W , where k is an integer. With this ratio, the beginning of each half-cycle of the pump coincides with the direction of fluid movement in each odd period of its oscillations (drawing). The drawing shows the coincidence of the odd half-periods of the oscillations of the liquid column with the movement of the plunger of the pump when changing directions: 1,3-odd periods of oscillation of the liquid column; 2, 4 - the direction of movement of the plunger of the pump.

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.At the same time, synchronized feeding of the oscillations of the liquid column is carried out in each half-cycle of the pump when changing the direction of movement of the plunger. Since the fluid is driven by the pump plunger, the phases of the fluid and plunger motion when changing directions of movement are forced to coincide.

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.In known technical solutions, such a condition is not considered and not taken into account. In the present invention, the condition T _n = (2k-1) T _{W is} taken into account and achieved by setting the pumping period of the pump T _n = 60 / N s, where N is the number of strokes of the pump plunger per minute.

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.Synchronized feeding of fluid vibrations with each change in the direction of movement of the pump plunger supports and enhances the vibrations of the fluid column and tubing string, increases the intensity of the wave field and the effectiveness of the impact.

Пример конкретного выполненияConcrete example

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.An oil reservoir is developed with the following characteristics: depth 1730 m, reservoir pressure 15 MPa, reservoir temperature 33 ° C, porosity 21.2, permeability 300 μm ² , oil saturation 78.2%, oil density 802 kg / m ³ , oil viscosity 3, 8 MPa · s, the average thickness of the formation is 4 m. Oil is taken from the reservoir through 20 producing wells and a working agent is pumped - wastewater, through 5 injection wells.

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.One of the producing wells has the following data: bottom depth N _s = 1760 m; dynamic fluid level N _d = 1100 m, tubing diameter, external / internal, D _{H / B} = 73/60 mm, pump diameter 32 mm, strokes per minute N = 3.5, stroke length L = 2.0 m The pump is lowered into the antinode of the column vibrations to a depth of H _n = (2k-1) N _s / 4 = 3H _s / 4 = 3 · 1760/4 = 1320 m, the water content in the well production is 80%, the specific gravity of water V _in = 1110 kg / m ³ , oil specific gravity V _n = 870 kg / m ³ , water compression modulus G _в = 23 · 10 ⁷ kg / m ² , oil compression modulus G _H = 14 · 10 ⁷ kg / m ² .

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.The wellbore is determined for the proportion of fluid V _f = 0,8V _to + 0,2V _n = 0.8 + 0.2 · 1110 · 170 = 888 + 174 = 1062 kg / ^m3, an elastic modulus G _w = 0,80v + 0.20n = 0.8 · 23 · 10 ⁷ + 0.2 · 14 · 10 ⁷ = 21.2 · 10 ⁷ kg / m ² , elastic wave velocity V _w = (G _w · g / γ _w ) ^{1 / 2} = (21.2 · 10 ⁷ · 9.8 / 1062) ^1/2 = 1398 m / s, the period of natural oscillations of the liquid T _W = 4H _n / V _W = 4 · 1320/1398 = 3.78 s, set the pumping period from the relation T _n = (2k-1) T _w : for k = 1, T _n = (2k-1) 3.78 = 3.78, which corresponds to the number of strokes N1 = 60 / 3.78 = 15.8 stroke / min; for k = 2, T _n = (2 · 2-1) 3.78 = 3 · 3.78 = 11.34, N2 = 60 / 11.34 = 5.3; for k = 3 T _n = (2 · 3-1) 3.78 = 5 · 3.78 = 18.19, N3 = 60 / 18.19 = 3.3 stroke / min, etc. Given the available installation values of the number N, the stroke length of the plunger and the required pumping speed, choose: N = 3.3; L = 3,5 · 2 / 3.3 = 2.1 m. Period own liquid column vibrations in borehole T _g than the properties of the liquid depends also on the height H _g column, allowing to a certain extent to adjust the T _g variation immersion depth pump.

Аналогичные работы проводят на всех добывающих скважинах участка разработки.Similar work is carried out at all producing wells of the development site.

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.Coordination of the pump with the period of natural oscillations of the column of pumped liquid according to the proposed method increases the efficiency of the dilatation-wave action and the current oil recovery by 16% compared with the prototype.

Claims (1)

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. A method for developing an oil reservoir, including oil extraction through production wells, injection of a working agent through injection wells, installation of a tubing string in the production wells — tubing with a sucker rod pump and a liner on the rock in the sump, placing the pump at the maximum depth in the antinode of the well’s vibrations, tuned to one of the highest harmonics - the mode of natural oscillations of the system, setting the pump swing period, setting the stroke length of the pump plunger, operating the pump and taking oil from the well from the same a temporary dilatation-wave action on the productive formations, characterized in that they determine the period of natural oscillations of the fluid open from the mouth of the column of liquid in the well T _g , set the pumping period T _n equal to an odd number of periods of fluid oscillations, while the pumping period is determined by
T _n = (2k-1) T _W ,
where k = 1, 2, 3 ... is an integer of the natural number;
(2k-1) is an odd number of a natural number denoting an odd number of periods of fluid oscillations,
T _W = 4H _n / V _W ,
where N _n - the immersion depth of the pump, m;
V _W = (G _W · g / γ _W ) ^1/2 - the speed of elastic waves in a liquid, m / s;
G _W - modulus of elasticity of the liquid, kg / m ² ;
γ _W - the specific gravity of the liquid, kg / m ³ ;
g = 9.8 m / s ² .

Images