Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ ГАРИПОВА И УСТАНОВКА ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано в том числе и для одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов скважины с электропогружным насосом с применением акустического воздействия на пластовый флюид в нефтяной скважине.

Известны установка для интенсификации добычи нефти, содержащая генератор, спущенные в скважину в заданный интервал глубин НКТ, источник акустических колебаний, соединенный с генератором, и погружной насос, и способ интенсификации добычи нефти, включающий спуск в скважину в заданный интервал глубин погружного насоса, НКТ, акустического устройства, акустическую дегазацию флюида посредством воздействия на флюид акустическим полем и извлечение дегазированного флюида (Патент РФ №2133332, E21B 43/00, 25, оп. 20.07.1999 г.).

Недостатком вышеуказанных технических решений является то, что источник акустических колебаний для дегазации флюида спускается под погружной насос, который не может работать с высоким содержанием газовой фазы во флюиде и поднимать газоконденсат, так как известно, что в нефтяных пластах содержится нефть с газовым фактором от 20 до 1000 м³/м³ и, соответственно, при выделении этого газа в свободную фазу в акустическом поле ниже приема погружного насоса создаются условия, неприемлемые для работы погружного насоса, и он будет отключаться по «недогрузу» либо выйдет из эксплуатации из-за перегрева.

Наиболее близким техническим решением является установка для интенсификации добычи нефти, содержащая генератор акустических колебаний, спущенные в скважину в заданный интервал НКТ, источник акустических колебаний, соединенный с генератором, и погружной насос, и способ интенсификации добычи нефти, включающий спуск в заданный интервал скважины НКТ, источник акустических колебаний и погружного насоса, акустическую дегазацию флюида посредством воздействия на флюид акустическим полем, создаваемым источником акустических колебаний, и извлечение дегазированного флюида (Патент РФ №2264532, E21B 43/16, оп. 20.11.2005 г., прототип).

Недостатком вышеуказанных способа и установки является то, что источник акустических колебаний для дегазации флюида спускается под погружной насос, который не может работать с высоким содержанием газовой фазы в флюиде и поднимать газоконденсат, так как известно, что в нефтяных пластах содержится нефть с газовым фактором от 20 до 1000 м³/м³ и, соответственно, при выделении этого газа в свободную фазу в акустическом поле ниже приема погружного насоса создаются условия, неприемлемые для работы погружного насоса, и он будет отключаться по «недогрузу» либо выйдет из эксплуатации из-за перегрева.

Предлагаемые технические решения устраняют вышеперечисленные недостатки, повышают эффективность добычи нефти, увеличивая приток нефти и обеспечивая непрерывный процесс извлечения дегазированной нефти за счет создания условий акустической дегазации флюида в скважине над погружным насосом, и снижают затраты на добычу нефти, при этом способ интенсификации добычи нефти включает спуск в заданный интервал скважины НКТ, погружного насоса и источника акустических колебаний, соединенного с генератором, акустическую дегазацию пластового флюида посредством воздействия на пластовый флюид акустическим полем, создаваемым источником акустических колебаний, и извлечение пластового флюида, при этом источник акустических колебаний, представляющий собой высокочастотный акустический излучатель, один или несколько, устанавливают выше приема погружного насоса, а акустическую дегазацию пластового флюида осуществляют на пластовый флюид, выходящий из погружного насоса, дополнительно осуществляют установку одного или несколько пакеров выше приема погружного, высокочастотный акустический излучатель дополнительно приводят в возвратно-поступательное движение, высокочастотный акустический излучатель спускают в интервал глубин выше уровня давления насыщения газом флюида скважины, высокочастотный акустический излучатель спускают в зону нестабильного состояния скважинного флюида, начала выделения растворенного газа из нефти и высокочастотный акустический излучатель выводят в режим ультразвуковой кавитации.

Установка для интенсификации добычи нефти содержит генератор акустических колебаний, спущенные в скважину в заданный интервал погружной насос, НКТ, источник акустических колебаний, по меньшей мере, один кабельный ввод, при этом генератор акустических колебаний представляет собой глубинный или устьевой генератор высокочастотных акустических сигналов, источник акустических колебаний представляет собой высокочастотный акустический излучатель, один или несколько, соединенный с генератором акустических колебаний с помощью кабеля, высокочастотный акустический излучатель или излучатели размещены в скважине выше приема погружного насоса с возможностью протекания через них пластового флюида, выходящего из погружного насоса, она дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним пакером, размещенным над погружным насосом и над высокочастотным акустическим излучателем или излучателями, она дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним пакером, размещенным над погружным насосом и под высокочастотным акустическим излучателем или излучателями, она дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним пакером, размещенным под погружным насосом и под высокочастотным акустическим излучателем или излучателями, высокочастотные акустические излучатели размещают последовательно или параллельно, при этом верхний высокочастотный акустический излучатель установлен в заданном интервале глубин, а последующие высокочастотные акустические излучатели ниже верхнего высокочастотного акустического излучателя на заданном расстоянии от него, высокочастотный акустический излучатель размещен внутри НКТ, высокочастотный акустический излучатель размещен внутри скважинной камеры, закрепленной на НКТ, высокочастотный акустический излучатель размещен в седле, закрепленном внутри НКТ, высокочастотный излучатель размещен на упоре, закрепленном внутри НКТ, высокочастотный акустический излучатель размещен и закреплен на выкиде погружного насоса, заданный интервал глубин представляет собой интервал глубин выше уровня давления насыщения газом флюида скважины, заданный интервал глубин представляет собой зону нестабильного состояния скважинного флюида начала выделения растворенного газа из нефти.

На фиг. 1 изображена установка, содержащая погружной насос, измерительный прибор, два высокочастотных акустических излучателя, расположенных последовательно над погружным насосом в перепускной системе с механическим или гидравлическим клапаном, пакер, установленный над погружным насосом и под высокочастотными акустическими излучателями, при этом высокочастотные акустические излучатели соединены с помощью кабеля с устьевым генератором и с наземным источником тока, и станцию управления, на фиг. 2 изображена установка, содержащая погружной насос, измерительный прибор и высокочастотный акустический излучатель, расположенный в седле в виде оправки внутри НКТ над погружным насосом и соединенный с помощью кабеля с устьевым генератором и с наземным источником тока, и станцию управления, на фиг.3 изображена установка, содержащая погружной насос, измерительный прибор, высокочастотный акустический излучатель, расположенный в седле внутри НКТ над погружным насосом и соединенный с помощью кабеля с устьевым генератором и с наземным источником тока, и станцию управления, на фиг. 4 изображена установка, содержащая погружной насос, измерительный прибор, два высокочастотных акустических излучателя, расположенных последовательно над погружным насосом и соединенных с помощью кабеля с устьевым генератором и с наземным источником тока, при этом один высокочастотный акустический излучатель расположен в скважинной камере, а другой высокочастотный акустический излучатель расположен в седле, и станцию управления, на фиг. 5 изображена установка, содержащая погружной насос и высокочастотный акустический излучатель, расположенный внутри НКТ над погружным насосом и соединенный с устьевым генератором и с наземным источником тока посредством кабеля, и станцию управления.

Установка для интенсификации добычи нефти содержит погружной насос 1, НКТ 2, по меньшей мере, один источник акустических колебаний 3, по меньшей мере, один кабельный ввод, наземный источник тока 4 и глубинный или устьевой генератор высокочастотных акустических сигналов 5 (далее по тексту - «Генератор»).

Насос погружной 1 представляет собой глубинный скважинный насос, например ЭЦН, ЭВН.

НКТ 2 представляет собой трубу, например трубу с муфтами или без муфт, участки труб одного или разного диаметра, соединенные между собой, например, переводниками.

Источник акустических колебаний 3 соединен с помощью кабеля 6 с генератором 5 и с наземным источником тока 4 и представляет собой высокочастотный акустический излучатель 3 (далее по тексту «Высокочастотный излучатель»), например, магнитострикционный излучатель, пьезокерамический излучатель. Высокочастотный излучатель или излучатели 3 размещены в скважине в заданном интервале глубин и выше приема погружного насоса 1 с возможностью протекания скважинного флюида, выходящего из погружного насоса 1, при этом высокочастотный излучатель 3 размещен, например, в стационарном устройстве, закрепленном на НКТ 2. Высокочастотный излучатель 3 может включать съемные или стационарно установленные, например, на магнитострикционных излучателях волноводы, концентраторы.

Заданный интервал глубин спуска высокочастотного излучателя или излучателей 3 представляет собой интервал глубин выше уровня давления насыщения газом флюида скважины, зону нестабильного состояния скважинного флюида начала выделения растворенного газа из нефти, которую определяют следующим образом:

- по данным физико-химических исследований;

- по данным глубинных и устьевых проб, по которым определяют состав углеводородов, давление насыщения, присутствующих в растворенном состоянии газов;

- по данным геофизических исследований скважины, например давления, температуры, плотности и др. параметров внутри скважины, выявляют изменение скважинных параметров и перелом линии изменения скважинных параметров, например давления, температуры, плотности со сменой функциональной зависимости указывает на зону нестабильного состояния скважинного флюида, начала выделения растворенного газа из нефти.

Высокочастотный излучатель 3 выполнен в мобильном исполнении или стационарном исполнении.

Высокочастотные излучатели 3 размещены в скважине последовательно или параллельно, при этом верхний высокочастотный излучатель 3 установлен в заданном интервале глубин, например в интервале глубин выше уровня давления насыщения газом флюида скважины, а последующие высокочастотные излучатели 3 установлены ниже верхнего высокочастотного излучателя 3 и на заданном расстоянии между ними и погружным насосом 1.

Стационарное устройство выполнено с возможностью размещения в нем высокочастотного излучателя 3 и с возможностью протекания сквозь него скважинного флюида, выходящего из погружного насоса 1, и представляет собой, например, седло 7, скважинную камеру 8, карман.

Например, высокочастотный излучатель 3 размещен в седле 7, закрепленном внутри НКТ 2; высокочастотный излучатель 3 размещен внутри скважинной камеры 8, закрепленной на НКТ 2; высокочастотный излучатель 3 размещен внутри НКТ 2; высокочастотный излучатель 3 размещен на упоре, закрепленном внутри НКТ 2.

Кабельный ввод представляет собой устройство, выполненное с возможностью обеспечения герметизации кабеля 6, выходящего из скважины, например планшайбу, трубообразную камеру с герметизирующими манжетами, лубрикатор.

Генератор 5 размещен на устье скважины или в скважине и представляет собой устройство для создания мощных акустических колебаний. Генератор 5 выполнен в одном корпусе с высокочастотным излучателем 3 или раздельно в разных корпусах.

Высокочастотный излучатель 3 дополнительно снабжен защитным проточным корпусом.

Установка дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним пакером 9, глубинным измерительным прибором или приборами 10, перепускной системой 11 с механическим или гидравлическим клапаном, станцией управления 12.

Пакер 9 предназначен для разобщения пластов друг от друга и от погружного насоса 1 и представляет собой разобщающее устройство, например механическое, гидравлическое, с различным способом установки в скважине.

Глубинный измерительный прибор 10 расположен в скважине на заданной глубине и предназначен для контроля за работой высокочастотного излучателя или излучателей 3, за параметрами работы погружного насоса 1 и скважинного флюида. Используя данные глубинного измерительного прибора 10, можно уточнить данные физико-химических исследований глубинных и устьевых проб и, соответственно, уточнить глубину размещения высокочастотного излучателя или излучателей 3, уточнить интервалы метастабильного состояния скважинного флюида, зоны начала разгазирования нефти, а также четко фиксировать изменение плотности флюида, начало выделения из флюида растворенного газа в свободную и пузырьковую фазу.

Глубинный измерительный прибор 10 расположен в скважине стационарно или спущен на кабеле 6 на заданное время и глубину.

Перепускная система 11 с механическим или гидравлическим клапаном представляет собой систему, обеспечивающую разделение потоков внутри скважины при одновременно-раздельной добычи нефти для скважин с несколькими пластами.

Станция управления 12 представляет собой устройство, обеспечивающее автоматизированное управление работой внутрискважинного оборудования с поверхности, станция управления 12 дополнительно снабжена модемом.

Способ интенсификации добычи нефти осуществляют следующим образом.

При необходимости, в насосной нефтяной скважине определяют заданный интервал глубин спуска высокочастотного излучателя или излучателей 3, например после вывода скважины на постоянный режим эксплуатации погружного насоса 1, или определяют его по ранее проведенным исследованиям скважины, где указаны данные об заданном интервале глубин, а именно интервал глубин выше уровня давления насыщения газом флюида скважины (дегазации скважинного флюида), зону нестабильного состояния скважинного флюида начала выделения растворенного газа из нефти.

Для определения заданного интервала глубин используют известные средства изучения и способы исследования скважинного флюида, например данные изменения плотности с глубиной, где в зоне дегазации происходит более быстрое уменьшение плотности газированного флюида, в связи с повышением доли пузырькового газа в объеме скважинного флюида.

Спускают в скважину погружной насос 1, один или несколько высокочастотных излучателей 3 устанавливают выше приема погружного насоса 1 после определения заданного интервала глубин известными способами и средствами, НКТ 2. По меньшей мере, один высокочастотный излучатель 3 спускают в скважину, предварительно соединив его с генератором 5 и с наземным источником тока 4 с помощью кабеля 6, для спуска одного или нескольких высокочастотных излучателей 3 используют один или несколько кабельных вводов. Один или несколько высокочастотных излучателей 3 размещают в скважине в заданном интервале глубин с возможностью протекания сквозь них скважинного флюида, выходящего из погружного насоса 1.

Высокочастотные излучатели 3 размещают последовательно или параллельно в заданном интервале глубин, предварительно настроив высокочастотный излучатель 3 в резонансе на режим кавитации, например режим 15-100 кГц.

Высокочастотный акустический излучатель 3 размещают выше приема погружного насоса 1, например:

размещают его непосредственно на выкиде погружного насоса 1, закрепив сверху, в случае если газ уже начинает выделяться в погружном насосе 1 и давление насыщения и нестабильное состояние флюида непосредственно будет на выходе из погружного насоса 1, точнее непосредственно в погружном насосе 1 (для неглубоких скважин);

размещают его выше выкида погружного насоса 1, но вблизи его, например, в случае если газ уже начинает выделяться вблизи погружного насоса 1 (для не очень глубоких малонапорных скважин);

размещают его выше выкида погружного насоса 1 и выше заданного интервала глубин, например уровня давления насыщения газом флюида скважины (для глубоких скважин, когда насосы находятся на больших глубинах), разместив его, например, в стационарном устройстве, закрепленном на НКТ 2.

После спуска установки в скважину запускают генератор 5, при этом высокочастотный излучатель или излучатели 3 производят высокочастотные акустические колебания, создавая акустическое поле. Пластовый флюид, выходящий из погружного насоса 1, проходит через акустическое поле, акустическое воздействие на пластовый флюид ускоряет процесс выделения газа из него, обеспечивая дополнительное интенсивное выделение газа в лифте скважины на заданной глубине в пузырьковую фазу из газированного флюида растворенным газом, тем самым осуществляя акустическую дегазацию пластового флюида.

Высокочастотные акустические колебания, воздействуя на параметры нефти, в частности на уменьшение плотности путем акустической дегазации, ускоряют процесс выделения газа из метастабильного газированного флюида с большим объемом растворенного в нем газа, образуют пенно-пузырьковую эмульсию, при этом снижая плотность флюида и противодавление на погружной насос 1, тем самым повышая его производительность и, соответственно, снижая забойное давление и увеличивая приток флюида в призабойной зоне.

В случае необходимости высокочастотный акустический излучатель 3 выводят в режим ультразвуковой кавитации.

В случае когда в скважине размещено несколько высокочастотных излучателей 3, то обязательно верхний высокочастотный излучатель 3 установлен выше заданного интервала глубин и выше приема погружного насоса 1, а последующие высокочастотные излучатели 3 ниже верхнего высокочастотного излучателя 3 на заданном расстоянии между собой и погружным насосом 1, но выше приема погружного насоса 1.

В процессе акустической дегазации пластового флюида из него выделяются растворенный углеводородный газ в свободную и пузырьковую фазу, пузырьки газа слипаются, объединяются в виде пены и поднимаются по скважине в виде пузырьковой фазы, при этом газ в составе пенно-пузырьковой эмульсии, поднимаясь, выталкивает нефть на поверхность.

Пузырьки газа выделяются в результате кавитации и в виде пены резко снижают плотность в лифте скважинного флюида.

При этом, если разгазировать скважинный флюид ниже давления насыщения, то пузырьки газа, образующиеся при ВЧ-облучении и механическом воздействии, сразу растворяются в этом же флюиде.

В процессе эксплуатации скважины учитывают метастабильное состояние флюида, не допуская, чтобы верхний высокочастотный излучатель 3 находился ниже уровня давления насыщения, т.к. выделившийся газ в процессе акустического воздействия будет растворяться в недонасыщенном состоянии флюиде, т.е. флюид будет донасыщаться газом, растворяя в себе свободный углеводородный газ.

Данные технические решения работают при условии, когда флюид находится выше уровня давления насыщения (в насыщенном и пересыщенном газам состоянии) - в метастабильном состоянии, когда происходит выделение из пересыщенного флюида углеводородного газа в свободную фазу и присутствие в скважине в виде пузырьков, некоторые из них будут объединяться в виде пены, слипаться и присутствовать в скважине в свободной пузырьковой фазе.

Дегазированный акустическим полем пластовый флюид извлекают из скважины на поверхность.

Для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких продуктивных объектов с одновременным воздействием акустическим полем на пластовый флюид этих продуктивных объектов установку дополнительно снабжают одним или несколькими пакерами 9.

В этом случае пакер или пакеры 9 устанавливают выше приема погружного насоса 1, например над или под высокочастотным излучателем или излучателями 3, осуществляя одновременно-раздельную эксплуатацию нескольких продуктивных объектов с одновременным воздействием акустическим полем на пластовый флюид этих продуктивных объектов.

В этом случае пластовый флюид поступает на прием погружного насоса 1 из верхнего и нижнего пластов или только из нижнего пласта и акустическую дегазацию пластового флюида осуществляют посредством протекания пластового флюида, выходящего из погружного насоса 1, через акустическое поле, создаваемое высокочастотным излучателем или излучателями 3.

Также для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких продуктивных объектов с одновременным воздействием акустическим полем на пластовый флюид этих продуктивных объектов установку дополнительно снабжают одним или несколькими пакерами 9 и перепускной системой 11 с механическим или гидравлическим клапаном, при этом их устанавливают выше приема погружного насоса 1 внутри НКТ 2, например над или под высокочастотным излучателем или излучателями 3, осуществляя одновременно-раздельную эксплуатацию нескольких продуктивных объектов с одновременным воздействием акустическим полем на пластовый флюид этих продуктивных объектов.

В этом случае пластовый флюид поступает на прием погружного насоса 1 из верхнего и нижнего пластов или только из нижнего пласта и акустическую дегазацию пластового флюида осуществляют посредством протекания пластового флюида, выходящего из погружного насоса 1, через акустическое поле, создаваемое высокочастотным излучателем или излучателями 3.

Для контроля за работой высокочастотного излучателя или излучателей 3, а также за скважинными параметрами, в том числе за параметрами работы погружного насоса 1 и параметрами скважинного флюида, установку дополнительно снабжают одним или несколькими глубинными измерительными приборами 10, что позволяет уточнять глубину размещения высокочастотного излучателя или излучателей 3, уточнять заданные интервалы глубин метастабильного состояния скважинного флюида - зоны начала разгазирования нефти, а также четко фиксировать снижение плотности флюида и, соответственно, начало выделения из флюида растворенного газа в свободную и пузырьковую фазу.

Данные с глубинного измерительного прибора 10 поступают на станцию управления 12, анализируются и учитываются в процессе эксплуатации нефтяной скважины.

Предлагаемые технические решения повышают эффективность эксплуатации нефтяных скважин с применением высокочастотных акустических излучателей, обеспечивая непрерывный процесс извлечения дегазированной нефти, увеличивая приток нефти за счет создания условий акустической дегазации флюида в скважине над погружным насосом и снижая затраты на добычу, в том числе снижая затраты на электроэнергию погружных насосов, работающих в щадящем режиме из-за снижения веса столба флюида над насосом.