Способ волнового воздействия на залежь и устройство для его осуществления - RU2075596C1

Чертежи

Описание

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи залежи в процессе ее разработки любым известным способом.

Известны способ волнового воздействия на залежь и устройство для его осуществления. Причем устройство состоит из виброисточника центробежного типа, выполненного в виде двух дебалансов, вращающихся в противофазе, и излучающего штампа, установленного на дневной поверхности. Способ волнового воздействия включает в себя генерирование гармонических волн на дневной поверхности путем колебания от силового привода с заданной частотой виброисточника, массоэнергетические параметры которого согласованы с физико-механическими свойствами грунта (патент России N 2001254 от 15.10.93 г. E 21 B 43/25).

Основной недостаток рассмотренного технического решения состоит в том, что оно имеет низкий КПД из-за больших потерь энергии в процессе прохождения волны от дневной поверхности до залежи, достигающих на практике 98% и более.

Наиболее близким техническим решением являются способ и устройство, описанные в патенте России N 1710709 от 07.02.92 г. E 21 B 43/25 и авторским свидетельстве СССР N 1719623, E 21 B 43/25, 1992 соответственно. Причем устройство включает в себя груз нанесения ударов по забою скважины, выполненный в виде заполненных жидкостью труб. В нижней части труб установлен сливной клапан и имеется болванка. В верхней части установлена ловильная головка. На устье скважины смонтирована лебедка или станок-качалка. Груз связан с лебедкой или станком-качалкой тросом. Реализация способа состоит в том, что в процессе работы устройства по забою скважины наносят периодические удары с силой, не превышающей ее предельного значения для упругой деформации цементного камня в заколонном пространстве.

Преимущество наиболее близкого технического решения по сравнению с рассмотренным выше состоит в том, что для его реализации нет необходимости терять основную часть энергии в процессе ее передачи с дневной поверхности до залежи.

Основной недостаток наиболее близкого технического решения состоит в том, что его эффективность не может быть высокой из-за малой мощности упругих колебаний в залежи. Малая мощность упругих колебаний в залежи объясняется тем, что падающий груз воздействует только на данную часть скважины, поверхность которой разрушается при действии на нее грузом желаемого веса.

Целью настоящего изобретения является повышение эффективности воздействия скважин волнового фонда за счет увеличения мощности упругих колебаний в залежи и оптимизации их количества. А также исключение дополнительных затрат на установку и разбуривание цементного моста в скважинах волнового фонда и снижение затрат на изготовление и обслуживание устройства для волнового воздействия на залежь.

Поставленная цель достигается за счет того, что в способе волнового воздействия на залежь, включающем создание упругих колебаний в продуктивном пласте путем нанесения периодических ударов по забою скважин волнового фонда с силой, не превышающей ее предельного значения для упругой деформации цементного камня в заколонном пространстве, удары по забою скважин наносят ударной волной с перепадом давления на фронте, соответствующем значению предельной силы, а зону перфорации в скважинах волнового фонда перекрывают цементным мостом.

Кроме того, количество скважин волнового фонда определяют путем давления площади всей залежи на зону влияния одной скважины, причем для воздействия используют переводимые с нижнего горизонта на верхний, выходящие из бурения и отработанные скважины механизированного фонда, оборудованные или предназначенные под оборудование станками-качалками. Кроме того, в случае использования для воздействия скважин, переводимых с нижнего горизонта на верхний, цементный мост устанавливают на уровне или ниже подошвы продуктивного пласта верхнего горизонта, а в случае использования выходящих из бурения скважин их оставляют неперфорированными.

Кроме того, ударную волну образуют путем сжатия и сброса жидкости в скважинах волнового фонда.

Кроме того, устройство для волнового воздействия на залежь, включающее подъемный механизм в виде станка-качалки, предназначенный для установки на устье скважины, и колонну насосно-компрессорных труб, предназначенную для подвески в эксплуатационной колонне скважины на устьевой арматуре с сальником, снабжено цилиндром с посадочным седлом, установленным на конце насосно-компрессорных труб, плунжером, установленным в цилиндре с возможностью осевого перемещения и выхода из цилиндра в крайнем верхнем положении станка-качалки, штангами с полированным штоком, один конец которых через полированный шток связан со станком-качалкой, а другой конец связан с плунжером, центратором, установленным между колонной насосно-компрессорных труб и цилиндром, подзарядным узлом, предназначенным для установки на устьевой арматуре, и емкостью, предназначенной для установки над дневной поверхностью, например, на станке-качалке.

Кроме того, плунжер выполнен в виде полого цилиндра, в нижней части которого соосно с цилиндром установлена втулка и две гайки с размещенными между ними седлом и запорным шариком.

Кроме того, центратор выполнен в виде втулок с коническим заходом и проточными канавками, неподвижно закрепленными в насосно-компрессорной трубе.

Кроме того, подзарядный узел выполнен в виде корпуса, в котором установлены манометр с краником, напорная трубка с краником, дренажная трубка и гайка, причем полость напорной трубки предназначена для сообщения с полостью устьевой арматуры, а полость дренажной трубки сообщена с полостью емкости, при этом внутри корпуса на гайке установлено седло с запорным шариком, предназначенным для разделения полостей напорной и дренажной трубок.

Кроме того, длину рабочей штанги перед полированным штоком определяют из выражения:
l=l¹+l_п-l_ш-l_ц-x
где l длина рабочей штанги перед полированным штоком, м;
l¹ длина монтажной штанги перед полированным штоком, м;
l_п расстояние от торца монтажной штанги перед полированным штоком до точки его подвески к станку-качалке при посадке плунжера на посадочное седло цилиндра и положении станка-качалки в крайней верхней точке, м;
l_ш длина полированного штока, м;
l_ц расстояние от посадочного седла до противоположного торца цилиндра, м;
x величина растяжения штанг при ходе плунжера вверх, м.

Кроме того, длину насосно-компрессорных труб определяют из выражения:

где l_т длина насосно-компрессорных труб, м;
d_пл наружный диаметр плунжера, м;
l_пл длина хода плунжера, м;
α коэффициент подачи жидкости, б/р;
a отношение давления на фронте волны в момент удара о забой к давлению на цементный камень в заколонном пространстве, б/р;
b отношение давления сброса в насосно-компрессорных трубах к давлению на фронте ударной волны в момент удара о забой, б/р;
b коэффициент сжимаемости в насосно-компрессорных трубах, м²/H;
n_ц предлагаемое напряжение упругой деформации цементного камня в заколонном пространстве, H/м²;
d_лв внутренний диаметр насосно-компрессорных труб, м;
d_шн наружный диаметр штанг, м.

Кроме того, наружный диаметр штанг определяют из выражения:

где d_шн наружный диаметр штанг, м;
F_т сила трения при движении полированного штока в сальнике устьевой арматуры, кг;
l_т длина насосно-компрессорных труб, м;
γ_ш плотность металла, из которого выполнены штанги, кг/м³;
γ_ж плотность жидкости в насосно-компрессорных трубах, кг/м³;
P^у стационарное давление на устье скважины при остановленном станке-качалке, кг/м²;
d_пн диаметр полированного штока, м.

Кроме того, частоту качаний станка-качалки определяют из выражения:

где f частота качаний станка-качалки, 1/с;4 C скорость распространения ударной волны в скважинной жидкости, м/с;
L длина эксплуатационной колонны скважин, м.

На фиг.1 показан общий вид устройства, установленного в скважине.

На фиг.2 показан продольный разрез по нижней части плунжера, верхней части цилиндра и центратору.

На фиг.3 показан продольный разрез подзарядного устройства.

На фиг.4 показан поперечный разрез втулки центратора.

На фиг.5 показан теоретический график изменения давления на устье скважины в процессе работы устройства.

Устройство включает подъемный механизм в виде станка-качалки 1, колонну насосно-компрессорных труб 2, спущенную в эксплуатационную колонну скважины 3 и подвешенную на устьевой арматуре, состоящей из затрубной задвижки 4, лифтовой задвижки 5, перепускной задвижки 6 и сальника 7. На конце насосно-компрессорных труб 2 установлен цилиндр 8 с посадочным седлом 9. В цилиндре 8 размещен плунжер 10 с возможностью осевого перемещения и выхода из цилиндра 8 в крайнем верхнем положении станка-качалки 1. Плунжер 10 связан при помощи штанг 11 и полированного штока 12 со стаканом-качалкой 1. Между цилиндром 8 и колонной насосно-компрессорных труб 2 установлен центратор 13. На устьевой арматуре смонтировано подзарядное устройство 14, связанное с емкостью 15. Плунжер 10 (фиг.2) выполнен в виде проточного цилиндра 16, в нижней части которого соосно с цилиндром 16 установлена втулка 17 и две гайки 18 и 19. Между гайками 18 и 19 размещены седло 20 с запорным шариком 21. Центратор 13 выполнен в виде втулок с коническим заходом 22 и проточными канавками (фиг. 4) 23, неподвижно закрепленными в насосно-компрессорной трубе 2. Подзарядный узел 14 (фиг.3) выполнен в виде корпуса 24, в котором установлены манометр 25 с краником 26, напорная трубка 27 с краником 28 и дренажная трубка 29. Полость напорной трубки 27 предназначена для сообщения с полостью устьевой арматуры 30, а полость дренажной трубки 29 сообщена с полостью емкости 15. Внутри корпуса 24 на гайке 31 установлено седло 32 с запорным шариком 33, предназначенным для разделения полостей напорной 27 и дренажной 29 трубок.

Реализация способа и работа устройства осуществляются следующим образом. Первоначально определяют зону влияния одной скважины волнового фонда. Для чего ее включают в работу и прослеживают за работой соседних с ней скважин. За границу зоны влияния одной скважины волнового фонда принимают замкнутую линию, проходящую по забою наиболее удаленных от нее прореагировавших скважин. В первом приближении зона влияния одной скважины волнового фонда может быть найдена как площадь круга с центром, совпадающим с местоположением такой скважины и радиусом, численно равным 2500 3000 м.

Далее определяют количество скважин волнового фонда путем деления площади всей залежи на зону влияния одной скважины. Разбивают всю залежь на равные зоны, количество которых соответствует найденному количеству скважин волнового фонда. Внутри каждой зоны намечают одну скважину волнового фонда, в качестве которой используют переводимую с нижнего горизонта на верхний, выходящую из бурения и отработанную скважину механизированного фонда, оборудованную или предназначенную под оборудование станком-качалкой. Причем в случае использования для воздействия скважин, переводимых с нижнего горизонта на верхний, в них устанавливают цементный мост на уровне или ниже подошвы продуктивного пласта верхнего горизонта. В случае использования отработанных скважин механизированного фонда цементный мост устанавливают выше зоны перфорации. Наконец, в случае использования выходящих из бурения скважин их оставляют неперфорированными. В каждую выбранную скважину волнового фонда опускают устройство и заполняют ее жидкостью 34 (фиг.1). Для выполнения такой операции агрегат 35 рукавом 36 соединяют с фланцем затрубной задвижки 4, а буферную емкость 37 рукавом 38 соединяют с фланцами лифтовой задвижки 5 и перепускной задвижки 6.

Открывают задвижки 4, 5 и 6 и при помощи агрегата 35 закачивают в скважину жидкость 34 до наступления момента ее устойчивой циркуляции. В процессе устойчивой циркуляции жидкости 34 заполняют емкость 15. Для чего поворачивают корпус 24 подзарядного устройства 14 на 180^o относительно оси "а". При этом (рис.3) запорный шарик 33 выпадает из седла 32 и жидкость 34 из полости устьевой арматуры 30 по напорной трубке 27 и дренажной трубке 29 поступает в емкость 15. После заполнения емкости 15 корпус 24 подзарядного устройства 14 возвращают в исходное положение. Закрывают задвижки 4, 5 и 6 и краник 28. Отсоединяют сальник 7 от устьевой арматуры. Заливают жидкость 39, плотность которой ниже плотности жидкости 40, а вязкость выше вязкости жидкости 40, в устьевую арматуру. Устанавливают сальник 7 на прежнее место. Открывают задвижку 4 и увеличивают агрегатом 35 давление в скважине до полного растворения воздуха в жидкости на 1 2 МПа. Закрывают задвижку 4 и открывают краник 28. Отсоединяют от устьевой арматуры агрегат 35, рукав 36, буферную емкость 37 и рукав 38. Включают станок-качалку 1 в работу. При ходе плунжера 10 вниз жидкость 34 приподнимает запорный шарик 21 и перетекает из полости под плунжером 10 в полость над плунжером 10. При ходе плунжера 10 вверх запорный шарик 21 отсекает жидкость 40 от жидкости 34 и 41. В результате происходит сжатие жидкости 40 и расширение жидкости 34 и 41. Степень сжатия жидкости 40 регистрируется манометром 25. Степень расширения жидкостей 34 и 41 регистрируется манометром 42. Запорный шарик 33 препятствует перетоку жидкости из полости устьевой арматуры 30 в емкость 15. При подходе станка-качалки 1 к крайней верхней точке плунжер 10 выходит из цилиндра 8. В момент выхода плунжера 10 из цилиндра 8 происходит сброс жидкости 40 в жидкость 41. В жидкости 41 образуется ударная волна, которая движется по эксплуатационной колонне 3 и наносит удар по забою скважины 43. В момент нанесения удара по забою скважины 43 происходит отражение ударной волны и смена направления ее движения на противоположное. Отраженная ударная волна, достигнув устья скважины, снова меняется направление своего движения и наносит повторный удар по забою скважины 43. Таким образом, в скважинной жидкости возникает волновой процесс с частотой колебаний давления f, численно равной величине:

где C скорость движения фронта ударной волны, м/с; L длина эксплуатационной колонны скважины.

Для увеличение частоты нанесения ударов f по забою скважины 43 в эксплуатационную колонну 3 устанавливают отражатель (не показан), который сокращает длину пробега L и тем самым решает поставленную задачу. За один оборот станка-качалки 1 при частоте 5 оборотов в минуту и глубине скважины порядка 2000 м устьевое давление, регистрируемое манометром 25, претерпевает следующие изменения. При ходе плунжера 10 вверх оно постепенно возрастает от стационарного давления P_у до давления сброса жидкости P_с. При подходе к верхней крайней точке станка-качалки 1 происходит сброс давления ниже нулевой отметки. Поскольку при этом возникает некоторый перепад давления между гидростатическим давлением жидкости в емкости 15 и скважинным давлением, то происходит переток жидкости из емкости 15 по дренажной трубке 29 и напорной трубке 27 в полость устьевой арматуры 30. При ходе плунжера 10 вниз манометр 25 регистрирует две отраженные волны. Первая отраженная волна возвращается на устье скважины с некоторым давлением P₁, которое меньше давления P_с. Вторая отраженная волна возвращается на устье скважины с некоторым давлением P₂, которое меньше давления P₁. К моменту подхода станка-качалки 1 к крайней нижней точке давление на устье скважины становится равным стационарному давлению P_у. Далее описанный цикл изменения давления повторяется. При этом доза жидкости, перетекающей из емкости 15 в полость устьевой арматуры 30 в каждом цикле, зависит от положения краника 28 и высоты подъема емкости 15 над дневной поверхности. При больших протечках в сальнике 7 и большом поглощении жидкости скважиной краник 28 открывают больше, а емкость 15 поднимают над дневной поверхностью выше. При малых протечках в сальнике 7 и малом поглощении жидкости скважиной краник 28 открывают меньше и емкость 15 поднимают над дневной поверхностью меньше. Требуемую степень открытия краника 28 и подъема емкости 15 над дневной поверхностью находят опытным путем или расчетом исходя из условия работы установки при минимальном стационарном давлении на устье P_у и максимальном давлении сброса P_с. После подбора оптимального режима работы устройства перекрывают краник 26 и отключают манометр 25, который не выдерживает длительной работы в описанном выше режиме изменения давления.

В процессе эксплуатации установки по мере необходимости осуществляют долив жидкости в емкость 15 и обслуживание сальника 7. При этом выход плунжера 10 из цилиндра 8 обеспечивается тем, что длину рабочей штанги перед полированным штоком 12 определяют из выражения:
l=l¹+l_п-l_ш-l_ц-x
где l длина рабочей штанги перед полированным штоком, м;
l¹ длина монтажной штанги перед полированным штоком, м;
l_п расстояние от торца монтажной штанги перед полированным штоком 12 до точки его подвески к станку-качалке 1 при посадке плунжера 10 на посадочное седло 9 цилиндра 8 и положение станка-качалки 1 в крайней верхней точке, м;
l_ш длина полированного штока 12, м;
l_ц расстояние от посадочного седла 9 до противоположного торца цилиндра 8, м;
x величина растяжения штанг 11 при ходе плунжера 10 вверх, м.

Нанесение ударов по забою скважины 43 с силой, не превышающей ее предельного значения для упругой деформации цементного камня в заколонном пространстве 44, достигается тем, что длину насосно-компрессорных труб 2 определяют из выражения:

где l_т длина насосно-компрессорных труб 2, м;
d_пл наружный диаметр плунжера 10, м;
l_пл длина хода плунжера 10, м;
α коэффициент подачи жидкости, б/р;
a отношение давления на фронте волны в момент удара о забой скважины 43 к давлению на цементный камень в заколонном пространстве 44, б/р;
b отношение давления сброса P_с в насосно-компрессорных трубах 2 к давлению на фронте волны в момент удара о забой скважины 43, б/р;
b коэффициент сжимаемости жидкости 40 в насосно-компрессорных трубах 2, м²H;
n_ц предел упругой деформации цементного камня в заколонном пространстве 44, H/м²;
d_лв внутренний диаметр насосно-компрессорных труб 2, м;
d_шн наружный диаметр штанг 11, м.

Ход плунжера 10 вниз в процессе хода станка-качалки 1 вниз при стационарном давлении на устье скважины P_у под действием веса штанг 11 достигается тем, что наружный диаметр штанг 11 определяют из выражения:

где d_шн наружный диаметр штанг 11, м;
F_т сила трения при движении полированного штока 12 в сальнике 7 устьевой арматуры, кг;
l_т длина насосно-компрессорных труб 2, м;
γ_ш плотность металла, из которого выполнены штанги 11, кг/м³;
γ_ж плотность жидкости 40 в насосно-компрессорных трубах 2, кг/м³;
P_у стационарное давление на устье скважины при остановленном станке-качалке 1, кг/м².

Оптимальный режим работы устройства достигается тем, что частоту качаний станка-качалки определяют как и частоту колебаний скважинной жидкости из выражения:

где f частота колебаний станка-качалки 1 и давления в скважинной жидкости, 1/с;
C скорость распространения ударной волны в скважинной жидкости, м/с;
L длина эксплуатационной колонны скважины 3, м.

Основное преимущество предложенного технического решения против известного технического решения состоит в его более высокой эффективности воздействия, которая достигается за счет увеличения мощности упругих колебаний в залежи. Степень увеличения мощности упругих колебаний в залежи за счет предложенного технического решения можно определить из следующих соображений.

Как известно, мощность любого воздействия зависит от величины приложенной силы. В нашем случае сила воздействия на залежь ограничена предельным напряжением упругой деформации цементного камня в заколонном пространстве 44. Число значение предельного напряжения упругой деформации цементного камня в заколонном пространстве 44 может быть найдено из выражения:

где ν_ц предельное напряжение упругой деформации цементного камня в заколонном пространстве 44, H/м²;
F и F₀ соответственно, предельная сила, которой в предложенном и известном технических решениях допустимо воздействовать на цементный камень в заколонном пространстве 44 без его разрушения, H.

S и S₀ соответственно, площадь цементного камня в заколонном пространстве 44, на которую в предложенном и известном технических решениях воздействуют предельной силой, м².

Так как в известном техническом решении грузом воздействуют только на дно скважины, а в предложенном техническом решении ударной волной воздействуют не только на дно, но и на боковую поверхность скважины, то исходя из вышеуказанного можно считать, что увеличение силы воздействия составляет:

где λ длина фронта ударной волны, м;
D диаметр эксплуатационной колонны скважины, м.

Рассмотрим конкретный пример: Пусть воздействие осуществляют в скважине с внутренним диаметром эксплуатационной колонны D 146 мм. Расчеты показывают, что длина фронта волны в такой скважине по крайней мере не менее 20 м. Следовательно:

Таким образом, предложенное техническое решение позволяет по крайней мере на два порядка увеличить силу воздействия на цементный камень в заколонном пространстве без его разрушения. Помимо указанного преимущества предложенное техническое решение обладает рядом других преимуществ. Так, определение зоны влияния одной скважины позволяет оптимизировать число скважин волнового фонда. Т. е. определить такое количество скважин волнового фонда, сверх которого не имеет смысла увеличивать их численность, поскольку это не даст положительного эффекта. Использование для воздействия переводимых с нижнего горизонта на верхний, выходящих из бурения, и отработанных скважин механизированного фонда, оборудованных или предназначенных под оборудование станками-качалками позволяет исключить дополнительные затраты на установку цементного моста, поскольку в таких скважинах его устанавливают по общему плану разработки залежи, не предусматривающему волновое воздействие. С другой стороны, устанавливая цементный мост в скважинах, переводимых с нижнего горизонта на верхний на уровне или ниже подошвы верхнего горизонта и оставляя неперфорированными выходящие из бурения скважины, достигают исключения дополнительных затрат на разбуривание цементного моста, поскольку при последующем переводе скважин из волнового фонда в фонд добывающих оно не требуется. Наконец, использование описанной конструкции устройства позволяет снизить затраты на его изготовление и обслуживание, поскольку все основные узлы устройства могут быть выполнены из стандартного нефтепромыслового оборудования.

Обоснование расчетных формул
1. Формула для определения длины рабочей штанги перед полированным штоком может быть получена из системы уравнений, каждое из которых описывает длину сборки в монтажном и рабочем состоянии, от точки подвески к станку-качалке до верхнего торца цилиндра:

где L расстояние от точки подвески сборки к станку-качалке до верхнего торца цилиндра;
l_п расстояние от торца монтажной штанги перед полированным штоком до точки его подвески к станку-качалке при посадке плунжера на посадочное седло цилиндра и при положении станка-качалки в крайней верхней точке;
l¹ длина монтажной штанги перед полированным штоком;
a длина колонны штанг без монтажной штанги с учетом длины плунжера;
l_ц расстояние от посадочного седла до противоположного торца цилиндра;
l_ш длина полированного штока;
l длина рабочей штанги перед полированным штоком;
x величина удлинения штанг при ходе плунжера вверх.

Решая совместно систему уравнений (1), находим:
l=l¹+l_п-l_ш-l_ц-x (2)
Формулу для определения длины насосно-компрессорных труб получают из следующих соображений.

Обозначим отношение давления на фронте волны в момент удара о забой скважины к давлению на цементный камень в заколонном пространстве буквой "a":

гдe P_ф давление на фронте ударной волны в момент удара о забой скважины;
P_ц давление на цементный камень в заколонном пространстве.

Обозначим отношение давления сброса в насосно-компрессорных трубах к давлению на фронте ударной волны в момент удара о забой скважины буквой b

где P_с давление сброса в насосно-компрессорных трубах.

Запишем условие работы установки в пределах упругой деформации цветного камня в заколонном пространстве:
ν_ц= P_ц (5)
где ν_ц предельное напряжение упругой деформации цветного камня в заколонном пространстве.

С учетом (3) и (4) формулу (5) можно записать в следующем виде:

Объем жидкости, который перемещается из эксплуатационной колонны в насосно-компрессорные трубы при ходе плунжера вверх определяется по формуле:

где ΔV объем жидкости, который перемещается из эксплуатационной колонны в насосно-компрессорные трубы при ходе плунжера вверх;
d_пл наружный диаметр плунжера;
l_пл длина хода плунжера;
α коэффициент подачи жидкости.

Объем жидкости в насосно-компрессорных трубах определяется по формуле:6

где V объем жидкости в насосно-компрессорных трубах;
d_лв внутренний диаметр насосно-компрессорных труб;
d_шн наружный диаметр штанг;
l_т длина насосно-компрессорных труб.

В соответствии с определением коэффициента сжимаемости жидкости можно написать:

где β коэффициент сжимаемости жидкости.

Решая совестно (6), (7), (8) и (9), находим:

3. Формулу для определения наружного диаметра штанг получают из следующих соображений. Ход плунжера вниз при ходе станка-качалки вниз возможен только в том случае, если вес штанг окажется больше силы трения в сальнике и силы противодавления на полированном штоке. Указанное условие можно записать в виде формулы:
G F + F_т (11)
где G вес штанг;
F сила противодавления на полированном штоке;
F_т сила трения в сальнике.

Вес штанг и силу противодавления на полированном штоке можно определить по формулам:

где γ_ш плотность металла, из которого выполнены штанги;
γ_ж плотность жидкости в насосно-компрессорных трубах;
d диаметр полированного штока;
P_у стационарное давление на устье скважины при остановленном станке-качалке.

Решая совместно (11), (12) и (13), найдем:

4. Формулу для определения частоты качаний станка-качалки получают из следующих соображений. Время, в течение которого совершается пробег ударной волной двойной глубины скважины, определяется из выражения:

где t время в течение которого совершается пробег ударной волной двойной глубины скважины;
L глубина скважины;
C скорость движения ударной волны.

По определению частота изменения давления в любой точке скважины численно равна величине, обратной найденному времени, т.е.

где f частота изменения давления в скважине.

Приравнивая указанную частоту изменения давления в скважине к частоте качаний станка-качалки достигают условия резонанса. Работа устройства в условиях резонанса позволяет при небольших энергетических затратах станка-качалки получить относительно мощные колебания давления в скважинной жидкости.

Реферат

Использование: изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи залежи в процессе ее разработки любым известным способом. Сущность изобретения: устройство включает станок-качалку, колонну насосно-компрессорных труб, спущенную в эксплуатационную колонну скважины и подвешенную на устьевой арматуре, состоящей из затрубной задвижки, лифтовой задвижки, перепускной задвижки и сальника. На конце насосно-компрессорных труб установлен цилиндр. В цилиндре размещен плунжер с возможностью осевого перемещения и выхода из цилиндра в крайнем верхнем положении станка-качалки. Плунжер связан при помощи штанг и полированного штока со станком-качалкой. Между цилиндром и колонной насосно-компрессорных труб установлен центратор. На устьевой арматуре смонтировано подзарядное устройство, связанное с емкостью. Определяют зону влияния одной скважины волнового фонда и по ней рассчитывают их общее количество. В качестве скважин волнового фонда используют переводимые с нижнего горизонта эксплуатации на верхний, выходящие из бурения и отработанные скважины механизированного фонда. В первых двух устанавливают цементный мост, а последние оставляют неперфорированными, монтируют устройство и заполняют скважину жидкостью. Включают в работу станок-качалку. При ходе плунжера вверх происходит сжатие жидкости в насосно-компрессорных трубах. В крайнем верхнем положении станка-качалки сжатая жидкость из насосно-компрессорных труб сбрасывается в эксплуатационную колонну. В момент сброса жидкости в эксплуатационной колонне образуется ударная волна, которая достигает забоя скважины и наносит по нему удар. Использование изобретения повышает эффективность воздействия скважин волнового фонда за счет увеличения мощности упругих колебаний в залежи, оптимизации их количества, также обеспечивает исключение дополнительных затрат на установку и разбуривание цементного моста в скважинах волнового фонда, снижение затрат на изготовление и обслуживание устройства для волнового воздействия на залежь. 2 и 9 з.п. ф-лы, 5 ил.

Формула