Способ свабирования с мониторингом скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при мониторинге скважины, в первую очередь многопластовой, в процессе свабирования. Технический результат - увеличение глубины свабирования, сокращение его времени, а также плавное изменение уровня и давления жидкости в скважине, что обеспечивает надежную и достоверную фиксацию происходящих в скважине процессов. Спускают колонны насосно-компрессорных труб в скважину. Удаляют жидкость из скважины через указанную колонну труб. Устанавливают пакер и приборы на якорях. Перед свабированием колонну скважины пакеруют пакером. Центральное отверстие на конце колонны насосно-компрессорных труб закрывают съемным клапаном. Удаляют жидкость из колонны насосно-компрессорных труб. Через отверстие в нижней части этой колонны при необходимости удаляют жидкость и из межтрубья. При отсутствии необходимости удаления жидкости из межтрубья закрытую съемным клапаном колонну насосно-компрессорных труб опускают без залива в нее жидкости с наличиием воздуха в ней. Вынимают ловителем на кабеле съемный клапан или распакеровывают колонну скважины. Выполняют исследования приборами и очистку фильтра на плавно восходящем потоке флюида. Забойное давление флюида, при котором пласт перестает работать при восходящем потоке, примерно приравнивают к величине забойного давления, при котором пласт начинает работать при снижении уровня жидкости в скважине. Рассчитывают глубину установки добычного насоса.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при мониторинге скважины, в первую очередь многопластовой, в процессе свабирования.

Известен процесс свабирования, заключающийся в вычерпывании жидкости из скважины прорезиненной манжетой, перемещаемой кабелем лебедки (Патенты RU №96122104, 2099508, 2121565, 2135760, 2181830, 2183731, 2270912, US 4817712).

Снижение уровня жидкости в скважине обеспечивает уменьшение гидростатического давления столба скважинной жидкости в зоне пласта, в результате чего создается депрессия на пласт, стимулирующая приток флюида из пласта и очистку фильтра.

Известно также понижение уровня жидкости в скважине свабированием или насосом с мониторингом скважины, включающее спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину, удаление жидкости из скважины через указанную колонну труб, установку пакера в колонне и приборов на якорях (Патент RU 57359).

Недостатком известного способа является то, что результаты исследований скважинных процессов приборами являются неточными, нестабильными, не отражающими истинной картины происходящего.

Причиной таких недостатков является то, что процесс свабирования является прерывистым и скоротечным, с быстрым отрывом поднимаемого столба жидкости от основной массы жидкости. В таких условиях пульсирующего и быстрого изменения давления скважинной жидкости происходящие в скважине процессы также быстротечны и их трудно зафиксировать приборами.

Кроме того, процесс свабирования весьма длительный из-за того, что при понижении уровня жидкости в скважине пласт увеличивает приток флюида в скважину пропорционально величине снижения уровня жидкости в скважине. Процесс свабирования при этих условиях замедляется и может вообще прекратиться, если его производительность окажется меньше производительности пласта при определенном уровне жидкости в скважине. Из-за указанного выше и глубина свабирования оказывается ограниченной.

Задачей изобретения является устранение приведенных недостатков.

Техническим результатом, достигаемым при использовании предлагаемого изобретения, является увеличение глубины свабирования, сокращение его времени, а также плавное изменение уровня и давления жидкости в скважине, обеспечивающее надежную и достоверную фиксацию происходящих в скважине процессов.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе свабирования с мониторингом скважины, включающем спуск колонны насосно-компрессорных труб в скважину, удаление жидкости из скважины через указанную колонну труб, установку пакера и приборов на якорях, согласно изобретению, перед свабированием колонну скважины пакеруют пакером, установленным на конце колонны насосно-компрессорных труб; центральное отверстие на конце колонны насосно-компрессорных труб закрывают съемным клапаном; удаляют жидкость из колонны насосно-компрессорных труб, а через отверстие в нижней части этой колонны при необходимости удаляют жидкость и из межтрубья; при отсутствии необходимости удаления жидкости из межтрубья закрытую съемным клапаном колонну насосно-компрессорных труб опускают без залива в нее жидкости с наличием воздуха в ней; после окончания свабирования или после спуска пустой колонны насосно-компрессорных труб, закрытых съемным клапаном, вынимают ловителем на кабеле съемный клапан или распакеровывают колонну скважины; исследования приборами и очистку фильтра выполняют на плавно восходящем потоке флюида; забойное давление флюида, при котором пласт перестает работать при восходящем потоке, примерно приравнивают величине забойного давления, при котором пласт начинает работать при снижении уровня жидкости в скважине; глубину установки добычного насоса рассчитывают по указанному забойному давлению из условия работоспособности пластов.

То, что до начала свабирования колонну скважины пакеруют пакером, установленным на конце колонны насосно-компрессорных труб, позволяет при одновременном закрытии клапаном отверстия в НКТ отсоединить подпакерную жидкость от столба жидкости над пакером. В этом случае появляется возможность удалять свабированием только столб жидкости над пакером без притока флюида из пластов. Это позволяет и время свабирования сократить в несколько раз и глубину свабирования с понижением уровня жидкости в НКТ и колонне в 1,5-2,0 раза. Если же пакер будет обеспечивать надежное уплотнение колонны, то появится возможность не удалять жидкость из межтрубья, а удалять только из колонны НКТ, в результате чего время свабирования сократится еще в 3 раза, так как объем межтрубья превышает объем внутри НКТ в 3 раза.

Закрытие центрального отверстия на конце колонны НКТ съемным клапаном как раз и позволяет при одновременном закрытии межтрубья пакером достигнуть уменьшения и времени и глубины свабирования, о чем изложено в расположенном выше абзаце.

Удаление жидкости из колонны насосно-компрессорных труб, закрытых на конце клапаном, является самым высокопроизводительным вариантом свабирования за счет отсутствия необходимости удаления жидкости из межтрубья, объемы которых соотносятся как 1:3.

Предусмотренная возможность удаления свабированием жидкости из межтрубья через отверстие в нижней части колонны НКТ позволяет при необходимости в три раза удлинить время и темп восстановления уровня жидкости в скважине после удаления съемного клапана. Благодаря этому обеспечивается плавное изменение (повышение) уровня и давления жидкости в скважине, обеспечивающее надежную и достоверную фиксацию происходящих в скважине процессов.

Спуск закрытой съемным клапаном колонны насосно-компрессорных труб без залива в нее жидкости с наличием воздуха в ней при отсутствии необходимости удаления жидкости из межтрубья позволяет получить еще более качественный результат, как по времени подготовки скважины к проведению исследований, так и по глубине понижения уровня жидкости в НКТ. Это обусловлено тем, что удалять жидкость из пустой колонны насосно-компрессорных труб вообще не требуется, а глубина понижения уровня жидкости в колонне насосно-компрессорных труб в этом случае изначально находится на уровне съемного клапана, то есть является максимально возможной.

Удаление ловителем на кабеле съемного клапана или распакеровка колонны скважины после окончания свабирования или после спуска пустой колонны насосно-компрессорных труб, закрытой съемным клапаном, открывает возможность флюиду выходить из пласта, так как низкий уровень жидкости в скважине создает депрессию на пласт, и пластовое давление начинает активно работать до достижения восходящим потоком флюида динамического уровня. Наилучший же результат достигается при включении в работу пустой колонны насосно-компрессорных труб, когда депрессия на пласт будет максимально возможной.

Наличие плавно восходящего потока флюида обеспечивает и очистку фильтра, и фиксацию исследовательскими приборами надежной и достоверной информации о происходящих в скважине процессах.

Возможность примерно приравнять величины забойных давлений при поднятии и при снижении уровня жидкости в скважине основана на законе идентичности происходящих в призабойной зоне пласта явлений при равенстве пластовых и забойных давлений. При равенстве этих давлений пласт не работает. Если же забойное давление ниже пластового, то пласт начинает работать. При этом не имеет значения, каким образом наступило равенство пластовых и забойных давлений - при снижении уровня жидкости в скважине или, наоборот, при ее повышении. Результат будет один и тот же. Это явление как раз и позволяет достигнуть положительного результата в предложенном способе: вместо трудностей фиксирования происходящих процессов при нестабильном снижении уровня жидкости при свабировании в прототипе появилась возможность надежной и достоверной фиксации тех же процессов при плавном повышении уровня жидкости в скважине после предварительного понижения уровня жидкости свабированием.

Так как полученная величина забойного давления является научно обоснованной и достоверной, то использование ее в качестве исходной величины для расчета глубины установки добычного насоса гарантирует, что именно при этом условии также достоверно будет обеспечена и работоспособность пластов.

Так как для реализации предложенного способа используется обычное известное из аналогов и прототипа оборудование, то чертежи устройства для реализации способа не прилагаются.

Способ реализуют следующим образом.

Вначале над каждым пластом устанавливают якори с подвешенными исследовательскими приборами.

Затем спускают в скважину колонну НКТ, на конце которой установлен пакер для колонны скважины, а в отверстии НКТ установлен съемный клапан.

После спуска колонны НКТ на заданную глубину колонну пакеруют и приступают к свабированию.

Жидкость удаляют из колонны НКТ, если по расчету время и скорость подъема флюида в скважине после окончания свабирования обеспечат получение достоверной информации о происходящих процессах, фиксируемой приборами.

Если потребуется более плавный подъем флюида в скважине для обеспечения достоверной информации, то жидкость удаляют и из межтрубья. Для этого в колонне НКТ выполняют отверстие или заранее или после спуска НКТ с помощью прокалывающего, сверлящего или иного перфоратора.

Отсутствие притока флюида из пласта в процессе свабирования позволяет не только выполнить его с большой производительностью, но и обеспечить любую расчетную глубину свабирования.

Наилучший же результат по созданию максимальной депрессии на пласт достигается, если опускают в скважину пустую колонну насосно-компрессорных труб, закрытую клапаном. В этом случае выполнять свабирование нет необходимости.

После окончания свабирования или съемный клапан удаляют ловителем на кабеле или распакеровывают колонну. После спуска пустой колонны насосно-компрессорных труб открывают только съемный клапан, а распакеровку колонны не делают, чтобы сохранить максимально низкий уровень жидкости в скважине на уровне съемного клапана.

Во всех случаях весьма низкий уровень оставшейся в скважине жидкости создает чрезвычайно большой уровень депрессии на пласт, особенно при открытии пустой колонны насосно-компрессорных труб.

Пласт начинает работать со свистом, очищая и фильтр и призабойную зону пласта выходящим флюидом и поднимая уровень жидкости в скважине.

Исследовательские автономные приборы фиксируют все происходящие в скважине процессы, в том числе и величины забойных давлений, при которых каждый отдельный пласт перестает выдавать флюид в скважину. Эта величина будет использована для достоверного расчета глубины установки добычного насоса, обеспечивающей высокопроизводительную работоспособность пластов.

Способ свабирования с мониторингом скважины, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб в скважину, удаление жидкости из скважины через указанную колонну труб, установку пакера и приборов на якорях, отличающийся тем, что перед свабированием колонну скважины пакеруют пакером, установленным на конце колонны насосно-компрессорных труб, центральное отверстие на конце колонны насосно-компрессорных труб закрывают съемным клапаном, удаляют жидкость из колонны насосно-компрессорных труб, а через отверстие в нижней части этой колонны при необходимости удаляют жидкость из межтрубья или при отсутствии необходимости удаления жидкости из межтрубья закрытую съемным клапаном колонну насосно-компрессорных труб опускают без залива в нее жидкости с наличиием воздуха в ней, после окончания свабирования или после спуска пустой колонны насосно-компрессорных труб, закрытых съемным клапаном, вынимают ловителем на кабеле съемный клапан или распакеровывают колонну скважины, исследования приборами и очистку фильтра выполняют на плавно восходящем потоке флюида, забойное давление флюида, при котором пласт перестает работать при восходящем потоке, примерно приравнивают величине забойного давления, при котором пласт начинает работать при снижении уровня жидкости в скважине, а глубину установки добычного насоса рассчитывают по указанному забойному давлению из условия работоспособности пластов.