Способ свабирования скважины

 

Изобретение относится к области нефтяной и нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении в процессе эксплуатации скважин. Обеспечивает создание плавной, регулируемой депрессии на продуктивный пласт. Сущность изобретения: способ заключается в понижении давления жидкости глушения на продуктивный пласт путем периодического отбора жидкости из эксплуатационной колонны и подъема ее на поверхность, по крайней мере, двумя свабами. Перемещение каждого из свабов в колонне насосно-компрессорных труб, размещенных параллельно в эксплуатационной колонне, производят синхронно или асинхронно, в одном или в оппозитных направлениях. При этом в жидкой среде на забое скважины создают парные импульсы депрессии с регулируемым интервалом их создания: от нуля, при одновременном подъеме свабов в двух колоннах насосно-компрессорных труб, до половины периода цикла свабирования, при перемещении свабов в двух колоннах насосно-компрессорных труб в оппозитных направлениях. 1 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к области нефтяной и нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении и в процессе эксплуатации скважин.

Известен способ вызова притока нефти снижением уровня жидкости в скважине компрессированием. По этому способу понижение уровня жидкости в скважине достигается вытеснением ее в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) газом высокого давления, подаваемым в межтрубное пространство.

Недостатки способа: высокие трудовые и энергетические затраты на реализацию; вытеснение жидкости сжатым газом приводит к перемешиванию жидкости глушения с продукцией пласта, что вызывает необходимость ее регенерации или полной замены. Кроме того, способ компрессирования воздухом отнесен к запретным по условиям безопасности и экологического воздействия [см. Правила безопасности в нефтедобывающей промышленности. - М.: Недра, 1993].

Известен также способ свабирования скважины, при котором депрессию на пласт и, соответственно, дренирование скважины создают в результате подъема столба жидкости в колонну НКТ при помощи перемещаемого в ней сваба. Технологически способ представляет собой процесс периодического спуска поршневого элемента (сваба) в колонне НКТ под динамический уровень жидкости глушения и последующего его подъема до устья скважины [см. Е.П.Солдатов, И.И.Клещенко, В.Н.Дудкин. Свабирование - ресурсосберегающая технология. НТЖ "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море". 6-7. 1997. с. 27-29]. Свабирование скважины этим способом осуществляется без пакера или с пакером.

Недостатки свабирования скважины без пакера заключаются в очень малой депрессии на пласт (0,6-0,8 МПа) и необходимости производства значительного числа (8-12) циклов свабирования, что по времени соизмеримо с продолжительностью освоения скважины способом компрессирования.

При свабировании скважины с пакером, напротив, создаются высокие (7-8 МПа), очень резкие депрессии на пласт, что негативно сказывается на состоянии призабойной зоны скважины при вызове притока из слабоцементированных палгекторов, нефтеводонасыщенных пластов и т.д. Во всех случаях результативность свабирования повышается с увеличением частоты и стабильности операций спуска-подъема сваба.

В настоящем изобретении поставлена задача создания способа свабирования скважины, обеспечивающего повышение интенсивности операций спуска-подъема сваба и осуществление режима свабирования, в наибольшей степени отвечающего условиям создания плавной, регулируемой депрессии на продуктивный пласт.

Поставленная задача достигается тем, что предложен способ свабирования скважины, заключающийся в понижении давления жидкости глушения на продуктивный пласт путем периодического отбора жидкости из эксплуатационной колонны скважины и подъема ее на поверхность по крайней мере двумя свабами, перемещение каждого из которых в колоннах насосно-компрессорных труб, размещенных параллельно в эксплуатационной колонне, производят синхронно или асинхронно, в одном или в оппозитных направлениях.

А также тем, что: - в скважине разделенной пакерным узлом, установленным ниже статического уровня жидкости, отбор жидкости из эксплуатационной колонны осуществляют, по крайней мере, одним из свабов, перемещаемым в колонне насосно-компрессорных труб в подпакерной области, с подачей жидкости в надпакерную область, а отбор жидкости из надпакерной области и подачей ее на поверхность осуществляют другим свабом, перемещаемым в колонне насосно-компрессорных труб, размещенных в надпакерной области; - отбор жидкости из надпакерной области и подачей ее на поверхность осуществляют непрерывно (насосом, эрлифтом и т.п.).

В дальнейшем изобретение поясняется описанием его сущности, изложением его преимуществ и сопровождающими чертежами, на которых показаны: на фиг. 1 - схема свабирования скважины двумя свабами, перемещаемыми в оппозитных направлениях; на фиг. 2 - схема свабирования скважины двумя свабами, перемещаемыми в оппозитных направлениях, с установкой пакерного узла; на фиг.3 - схема свабирования скважины с асинхронным перемещением свабов в одном направлении; на фиг.4 - схема свабирования скважины с синхронным перемещением свабов в одном направлении; на фиг.5 - схема двухступенчатого свабирования скважины.

Сущность изобретения заключается в следующем. В жидкой среде на забое скважины создают не единичные импульсы депрессии с большим интервалом времени между ними, как это имеет место при подъеме сваба в одной колонне НКТ, а по крайней мере парные импульсы депрессии на пласт с регулируемым интервалом их создания: от нуля (при одновременном подъеме свабов в двух колоннах НКТ) до половины периода цикла свабирования (при перемещении свабов в двух колоннах НКТ в оппозитных направлениях). В результате обеспечивается возможность регулирования депрессии на пласт и повышения стабильности вызываемого из продуктивного пласта потока флюидов, а следовательно, интенсификация процесса очистки фильтрационной зоны пласта от механических частиц.

Реализация предлагаемого способа связана с соответствующим оснащением скважины, отличающимся от оснащения скважины одной колонной НКТ и одним свабом.

При свабировании скважины двумя свабами без установки пакера имеет место следующая схема оснащения (см. фиг.1, 3 и 4). На эксплуатационную колонну 1 посажена фонтанная арматура 2 и лубрикатор 3, обеспечивающие возможность приема жидкости из двух колонн насосно-компрессорных труб 4 и 5 и пропуска тяговых элементов 6 и 7, к которым подсоединены свабы 8 и 9 с грузами-утяжелителями или приборами 10 и 11. Колонны НКТ имеют, кроме того, приемные клапаны и ограничительные муфты (не показаны). В качестве тягового элемента используют каротажный кабель, трос или стальную ленту, а соответственно, в качестве приводного органа - каротажный подъемник, лебедку трактора-подъемника, передвижные агрегаты с лебедками на базе автомобиля.

При свабировании скважины по схеме фиг.2 в скважинную компоновку подземного оборудования входит пакерный узел 12, а в некоторых случаях - съемный обратный клапан 13.

При ступенчатом свабировании скважины (см. фиг.3) устанавливают пакер 14 совместно с колонной НКТ, опущенной в эксплуатационную колонну до заданной глубины под динамический уровень. В случае спуска НКТ 5 с поверхности в ней делают сливное устройство 15.

Способ реализуется следующим образом.

При свабировании скважины двумя свабами с перемещением их в оппозитных направлениях при подъеме сваба 8 в колонне НКТ 4 (см. фиг.1) производится отбор жидкости из скважины, что вызывает приток флюидов из пласта. При подходе к устью скважины сваба 8 жидкость глушения вытесняется в выкидную линию системы сбора, соединенную с колонной НКТ 4. Одновременно с подъемом сваба 8 сваб 9 в колонне НКТ 5 опускают от устья скважины до крайнего нижнего положения, после чего цикл свабирования свабом 9 в колонне НКТ 5 осуществляют аналогично свабированию свабом 8 в колонне НКТ 4. Синхронность подъема и спуска свабов 8 и 9 обеспечивается эквивалентностью их масс, включая грузы 10, 11, и параметрами перемещения тяговых элементов 6 и 7. Разнонаправленность их движения достигается применением двух однотипных подъемников, одного агрегата с двумя лебедками или более мощной установки с противоположной навивкой тяговых элементов на барабан.

Вариант свабирования скважины двумя свабами 8 и 9 в случае установки пакерного узла (см. фиг.2) не отличается от изложенной технологии свабирования без его установки. Особенность заключается в том, что установленный в эксплуатационной колонне 1 пакерный узел 12 изолирует полости колонн НКТ 4 и 5 от затрубного пространства и при подъеме сваба 8 или 9 происходит отбор жидкости только из соответствующих колонн НКТ из подпакерной области скважины. В результате сокращается число циклов подъема свабов, необходимое для вытеснения жидкости из колонн НКТ до заданного уровня.

Свабирование скважины с однонаправленным перемещением свабов в обеих колоннах НКТ, но с опережающим подъемом одного из них (см. фиг.3), создает большую динамичность воздействия на пласт. При работе по этому варианту оба сваба опускают к забою скважины до одного уровня. Затем начинают подъем одного из свабов, например 8 (см. фиг.3). При перемещении его на некоторую высоту (ориентировочно 10-20 м при скорости подъема сваба 1-3 м/сек) осуществляют подъем сваба 9. После вытеснения жидкости, поднятой свабами 8 и 9, в систему сбора, цикл работ повторяют в том же порядке или же с первоочередным перемещением сваба 9. Тяговые элементы приводят в движение независимыми приводами или же одним приводом с соответствующей корректировкой режима подъема.

Большая эффективность "раскачки" жидкости в призабойной зоне достигается при согласовании временного интервала между "стартами" свабов с частотой собственных колебаний поднимаемой жидкости. При необходимости наиболее высокий уровень депрессии на пласт как при свабировании скважины без пакера, так и с установкой пакера, может быть достигнут при однонаправленном синхронном подъеме свабов 8 и 9 по крайней мере в двух колоннах НКТ (см. фиг.4). Очевидно, что операции подъема и спуска одновременно двух свабов не вызывают трудностей и проводятся одной подъемной установкой.

Схема, приведенная на фиг.5, обеспечивает возможность свабирования глубокой скважины без увеличения продолжительности цикла подъема и спуска свабов. Зазор между НКТ и эксплуатационной колонной 1 по высоте разобщают пакером 14. Один из свабов, например 9, в колонне НКТ погружают под динамический уровень жидкости глушения, осуществляют подъем жидкости в надпакерную область с подачей ее через торец НКТ или сливное устройство 15. Из надпакерной области жидкость свабом 8 по колонне НКТ 4 или другим способом (насосом, эрлифтом и т.п.) поднимают на поверхность.

Способ свабирования скважины двумя свабами, каждый из которых перемещают в своей колонне НКТ, обладает рядом преимуществ по сравнению со свабированием одиночным свабом, а именно: - сокращается время вызова притока жидкости и освоения скважины; - кратно повышается интенсивность выполнения операций спуска-подъема и, соответственно, производительность отбора жидкости глушения;
- расширяются возможности выбора более эффективного режима отбора жидкости глушения и регулирования величины и продолжительности действия депрессии на пласт;
- снижаются энергозатраты на операции подъема свабов, поскольку используется принцип уравновешивания балластных нагрузок на привод;
- при прочих равных условиях могут быть снижены мощность привода и прочностные характеристики тяговых элементов.

Формула изобретения

1. Способ свабирования скважины, заключающийся в понижении давления жидкости глушения на продуктивный пласт путем периодического отбора жидкости из эксплуатационной колонны и подъема ее на поверхность, по крайней мере, двумя свабами, перемещение каждого из которых в колонне насосно-компрессорных труб, размещенных параллельно в эксплуатационной колонне, производят синхронно или асинхронно, в одном или в оппозитных направлениях, при этом в жидкой среде на забое скважины создают парные импульсы депрессии с регулируемым интервалом их создания: от нуля, при одновременном подъеме свабов в двух колоннах насосно-компрессорных труб, до половины периода цикла свабирования, при перемещении свабов в двух колоннах насосно-компрессорных труб в оппозитных направлениях.

2. Способ по п. 1, при котором в скважине, разделенной по глубине пакерным узлом, установленным ниже статического уровня жидкости, отбор жидкости из эксплуатационной колонны осуществляют, по крайней мере, одним из свабов, перемещаемым в колонне насосно-компрессорных труб в подпакерной области, а отбор жидкости из надпакерной области и подачу ее на поверхность осуществляют другим свабом, перемещаемым в колонне насосно-компрессорных труб, размещенных в надпакерной области.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5