Способ освоения и эксплуатации скважин
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности для освоения и эксплуатации добывающих скважин на месторождениях нефти и газа. Технический результат - повышение эффективности способа для интенсификации процесса освоения и эксплуатации скважин с высоким газовым фактором и продление периода эксплуатации скважин в режиме фонтанирования. Сущность изобретения: по способу устанавливают пакер, под которым устанавливают перепускное устройство. Спускают глубинный насос на насосно-компрессорных трубах - НКТ и осуществляют подъем скважинной жидкости по НКТ за счет периодического включения и отключения насоса. Между пакером и глубинным насосом устанавливают перепускное устройство, выполненное с возможностью работы в положении «закрыто» или «открыто». Осуществляют освоение скважины глубинным насосом до полной или частичной замены под пакером воды и жидкости глушения при нахождении перепускного устройства в положении «закрыто». Отключают глубинный насос и переводят перепускное устройство из положения «закрыто» в положение «открыто» и перепускают через него по НКТ из подпакерного пространства затрубный газ в полость НКТ вместе с пластовым флюидом и выводят скважину на фонтанный режим работы. 8 з.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности для освоения и эксплуатации добывающих скважин.
Известен способ одновременной раздельной эксплуатации двух газовых пластов, включающий разобщение пластов пакером, отбор газа из нижнего пласта по колонне подъемных труб и отбор газа из верхнего пласта по затрубному пространству, при котором периодически производят продувку затрубного надпакерного пространства путем перекрытия колонны подъемных труб с последующим перепуском газа из колонны подъемных труб в затрубное пространство /SU 1406346 A1, МПК4 E21B 43/00, опубл. 30.06.1988/.
Недостатком известного способа является то, что для его осуществления необходима периодическая продувка газом для удаления жидкости из надпакерного пространства, которую не всегда удается по геологическим и технологическим причинам выполнить, в особенности для удаления жидкости из подпакерного пространства скважины. Кроме того, данный способ вообще не предусматривает эксплуатацию скважинами залежей нефти и конденсата с высоким газовым фактором, нередко более 200-1000 м3/м3. Добыча нефти и конденсата из данных залежей осложнена по причине отсутствия глубинного насосного оборудования, позволяющего длительно эксплуатировать скважины с очень высоким газовым фактором, а фонтанирование в них на постоянном режиме не происходит из-за необходимости удаления с забоя скважины периодически накапливающейся воды, которая ее глушит.
Известен газлифтный способ добычи нефти в скважине, оборудованной пакером и газлифтными клапанами, которыми управляют давление газожидкостной смеси, при этом после спуска и установки газлифтных клапанов в скважинные камеры нагнетают газ в затрубное пространство и начинают осуществлять процесс освоения скважины /SU 1696676 A1, МПК5 E21B 34/06, опубл. 07.12.91/.
Недостатком известного способа является то, что для его осуществления необходима принудительная подача газа с поверхности в надпакерную область для его перепуска через клапан, расположенный в скважинной камере, во внутрь НКТ для барботажа жидкости и облегчения подъема газожидкостной смеси. При этом не возможна подача газа с устья скважины под пакер.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка способа, обеспечивающего непрерывное извлечение нефти и конденсата на основе комбинации и сочетания применения насосного и фонтанного режимов добычи.
При осуществлении технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении эффективности освоения и эксплуатации скважин.
Указанный технический результат достигается тем, что в способе освоения и эксплуатации скважин, оборудованных глубинным насосом и пакером, под которым устанавливают перепускное устройство, выполненное с возможностью работы в положении «закрыто» и/или «открыто», спускают глубинный насос на насосно-компрессорных трубах и осуществляют подъем воды и жидкости глушения по насосно-компрессорным трубам за счет периодического включения и отключения глубинного насоса. Осуществляют освоение скважины глубинным насосом до полной или частичной замены под пакером воды и жидкости глушения при нахождении перепускного устройства в положении «закрыто». Отключают глубинный насос и переводят перепускное устройство из положения «закрыто» в положение «открыто» и перепускают через него по НКТ из подпакера затрубный газ в полость НКТ вместе с пластовым флюидом и выводят скважину на фонтанный режим работы.
Согласно заявляемому техническому решению становится возможным эксплуатация конденсатных и нефтяных скважин с высоким газовым фактором залежи путем совмещения двух режимов эксплуатации: на начальном этапе при запуске и освоении скважины предполагается отработка ее глубинным насосом для извлечения жидкостей глушения, а затем - последующий перевод скважины на фонтанный режим работы, т.е. применение комбинации насосного и фонтанного способов добычи.
Жидкости глушения разделяются на теногенные жидкости глушения, например растворы и воды глушения, применяемые при ремонте скважин, и на природные жидкости глушения, например пластовые минерализованные и конденсированные скважинные воды, входящие в состав пластовых флюидов. Пластовый флюид может состоять из нефти, конденсата, газа, воды и является многофазным.
Применение глубинного насоса является кратковременным. Его использование необходимо для извлечения жидкостей глушения, чтобы вывести скважину на фонтанный режим работы после ремонта КРС. Отработка насосом жидкостей глушения также обуславливает снижение противодавления на пласт и соответственно создает условия для ее фонтанирования.
В процессе фонтанной эксплуатации скважины также периодически из пласта в скважину подходят пластовые флюиды с жидкостью глушения и с повышенным содержанием воды (иногда сильно минерализованной), которая из-за недостаточной скорости движения по лифту скважины медленно по стенкам НКТ оседает и накапливается на забое скважины, поднимаясь выше интервала перфорации. Накопление жидкости глушения приводит к утяжелению столба в лифте скважины и в последующем к полному прекращению фонтанирования скважины.
Для возобновления фонтанирования периодически запускают в работу глубинный насос для извлечения жидкости глушения, заглушившей фонтанирование скважины. Для этого перепускное устройство переводят в состояние «закрыто», например, устанавливают в посадочный элемент глухую пробку или обратный клапан или дистанционно закрывают отверстие в регуляторе. Посадочный элемент выполнен, например, в виде скважинной камеры.
Перепускное устройство выполнено в виде стационарного или извлекаемого регулятора, а также в виде клапана или регулятора с дистанционным электрическим или гидравлическим управлением. После перевода перепускного устройства из состояния «открыто» в состояние «закрыто» запускают в работу насос и извлекают жидкость глушения, заглушившую фонтанный приток. Далее останавливают глубинный насос и переводят перепускное устройство из состояния «закрыто» в состояние «открыто» и продолжают эксплуатировать скважину через перепускное устройство по колонне НКТ в фонтанирующем режиме.
Работа глубинного насоса под пакером позволяет быстро отработать и поднять на поверхность жидкость глушения для снижения их негативного влияния на фонтанирование скважины. При этом глубинному насосу требуется отработать только подпакерную жидкость глушения. Применение пакера, разделяющего межтрубное пространство, значительно уменьшает объем отработки жидкости глушения за счет отсекания и изолирования надпакерной жидкости глушения.
Предлагаемый способ освоения и эксплуатации скважины позволяет дополнительно использовать свободный газ, выделившийся в свободную фазу, и, накопившийся в подпакерной зоне, для перепуска во внутрь НКТ для облегчения добываемого пластового флюида и усиления процесса его фонтанирования. Кроме того, за счет барботажа и лифтирования скважинной жидкости газом, происходит образование из пластового флюида газожидкостной смеси с низкой плотностью, сопровождающееся снижением противодавления на пласт. Это положительно сказывается на величине депрессии и соответственно на приток к скважине пластового флюида, продлевающее период фонтанирования.
Кратковременная работа глубинного насоса предполагает форсированный режим отбора, приводящего к дополнительному снижению давления на пласт до 0,7-0,8 от давления насыщения, также является положительным фактором. Увеличение депрессии на пласт усиливает приток пластового флюида к забою скважины. Кроме того, снижение давления ниже давления насыщения, увеличивает накопление газа в подпакерной области, который используется для усиления влияния газа на барботаж и лифтирование скважинной жидкости в НКТ при открытии перепускного устройства и перепуска увеличенного объема газа.
В отличие от известных решений вместо продувки применяют кратковременную работу глубинного насоса для извлечения жидкости глушения, а выделившийся при этом газ вместе с продукцией перепускают через перепускное устройство во внутрь НКТ для барботажа и лифтирования лифта с целью интенсификации перевода скважины на фонтанную добычу.
Изобретение поясняется чертежами, на которых схематично представлено устройство для осуществления заявляемого способа.
На фиг.1 и фиг.2 представлена скважина, оборудованная глубинным насосом 1, например электроцентробежным, спускаемым на насосно-компрессорных трубах (НКТ) 2 с кабелями 3, 4, пакером 5 и перепускные устройства, например, в виде автономного клапана 6 в скважинной камере 7 и/или дистанционно управляемого регулятора 8.
Способ работает следующим образом.
В эксплуатационную колонну 9 с интервалом перфорации 10, заполненную жидкостью глушения, спускают последовательно на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) 2 глубинный насос 1 с силовым кабелем 3 и, при необходимости шлангокабелем 4, для управления дистанционно управляемым регулятором 8.
Далее над глубинным насосом 1 под пакером 5 устанавливают скважинную камеру 7 с перепускным устройством в виде обратного клапана 6 или пробки 11 и регулятора 8 в пакере, а затем устанавливают пакер 5, в котором герметизируют кабели 3, 4 известным способом, например, по патенту №2305748.
Спускают насос 1 на заданную глубину, пакеруют пакер 5. В скважинную камеру 7 устанавливают глухую пробку 11, а перепускное устройство, например, в виде дистанционного гидравлического регулятора 8 переводят в состояние «закрыто» и запускают глубинный насос 1 в работу.
Начинают осваивать скважину путем отработки жидкости глушения. После отработки и извлечения жидкости глушения отключают глубинный насос 1. Переводят перепускное устройство в виде регулятора в состояние «открыто», а также с помощью канатной техники удаляют глухую пробку 11 и выводят скважину на фонтанную эксплуатацию частично в режиме естественного газлифта за счет накопившегося газа под пакером 5.
По мере фонтанирования происходит постепенное накопление жидкости глушения на забое, поскольку конденсат и нефть из пласта всегда поступают в скважину с небольшим процентом воды. Накопление в скважине воды в качестве жидкости глушения приводит к уменьшению фонтанного дебита скважины до полного его прекращения.
Далее после прекращения фонтанирования скважины производят с помощью канатной техники смену клапана 6 на глухую пробку 11 и/или регулятор 8 переводят в состояние «закрыто». Если перепускное устройство выполнено в виде обратного клапана 6 с возможностью автономного перекрытия пропускного отверстия в момент запуска насоса, то смена его на пробку не требуется. Запускают глубинный насос 1 в работу для подъема скопившейся жидкости глушения в виде воды из интервала перфорации 10 и с забоя 12 скважины.
В процессе работы глубинного насоса 1 выделившийся газ накапливается под пакером 5. После отработки воды с забоя 12 принудительно отключают насос 1 или насос 1 сам отключается по срыву подачи, например, по «недогрузу» из-за газа. Вместо пробки 11 устанавливают клапан 6, например, с помощью канатной техники и/или с помощью дистанционного регулятора 8 переводят в состояние «открыто». Либо при превышении давления подпакерной зоны над давлением в НКТ происходит самопроизвольное открытие обратного клапана, через отверстие которого выпускается газ из подпакерной зоны во внутрь НКТ 2, обуславливая газлифтный запуск и вывод скважины на фонтанный режим работы.
Глубинный насос 1 может быть оборудован приемной сеткой и/или фильтром для предотвращения попадания механических примесей в насос. Кроме того, может быть использовано дополнительное оборудование, например клямсы, центраторы и протекторы для защиты и крепления кабелей 3, 4, телескопические соединения, разъединяющие устройства и технологические скважинные камеры для облегчения ведения глушения и аварийных работ.
Кроме этого для облегчения проведения подземного ремонта дополнительно в скважинах устанавливают над пакером обратный или сбивной клапан в НКТ или в скважинную камеру с целью осуществления через него глушения скважины или ликвидацию АСПО, парафиновых и гидратных пробок путем различных термохимических промывок. Это необходимо для возможности создания циркуляции затруб-трубки при глушении скважины перед ПРС или КРС или для проведения горячей промывки скважины в случае ее загрязнения АСПО (когда нужна).
Для исследования скважины могут применяться струйные насосы и измерительные приборы (кабельные или автономные), установленные в скважинной камере 7 или на НКТ 2 и на центраторах. Шлангокабель 4 или гидравлическая трубка могут иметь электропроводящий провод. Регулятор 8 может устанавливаться в пакере 5 или на заданном расстоянии снизу пакера 5. В качестве клапанов могут использоваться сильфонные регуляторы с обратным клапаном.
Глубинный насос 1 может быть штанговым, центробежным, мультифазным, диафрагменным и пр.
Глубинный насос 1 используют в основном для освоения скважины и извлечения жидкости глушения. Его устанавливают в скважине при отсутствии зумпфа в интервал перфорации 10 или выше интервала перфорации, а при большом зумпфе и небольших значениях механических примесей или при их отсутствии насос устанавливают ниже интервала перфорации 10, например у основания забоя 12 скважины. Технические характеристики глубинного насоса 1 должны обеспечивать высокий его межремотный период (МРП). При этом глубинный насос 1 подбирают таким образом, чтобы за минимальный интервал времени, например в режиме работы 1-3 часа, насос мог полностью освоить скважину после ремонтных работ с использованием жидкостей глушения или прекращения фонтанирования скважины и отобрать (поднять на поверхность) воду и жидкость глушения без перегрева погружного электродвигателя.
1. Способ освоения и эксплуатации скважин, включающий установку пакера, под которым устанавливают перепускное устройство, спуск глубинного насоса на насосно-компрессорных трубах - НКТ, осуществление подъема скважинной жидкости по НКТ за счет периодического включения и отключения насоса, отличающийся тем, что между пакером и глубинным насосом устанавливают, по меньшей мере, одно перепускное устройство и/или, по меньшей мере, один посадочный элемент с глухой пробкой, затем при нахождении перепускного устройства в положении «закрыто» осуществляют освоение скважины насосом до полного или частичного извлечения воды и жидкости глушения, далее отключают глубинный насос и переводят перепускное устройство из положения «закрыто» в положение «открыто» и/или осуществляют смену глухой пробки на перепускное устройство и перепускают через него по НКТ из подпакера затрубный газ в трубную полость вместе с пластовым флюидом и выводят скважину на фонтанный режим работы.
2. Способ освоения и эксплуатации скважин по п.1, отличающийся тем, что перепускное устройство расположено в пакере и/или в посадочном элементе, например, в виде скважинной камеры.
3. Способ освоения и эксплуатации скважин по п.1, отличающийся тем, что перепускное устройство выполнено в виде сменного автономного клапана или дистанционно управляемого регулятора.
4. Способ освоения и эксплуатации скважин по п.1, отличающийся тем, что перепускное устройство выполнено дистанционно регулируемым от гидравлического давления или электрического сигнала.
5. Способ освоения и эксплуатации скважин по п.1, отличающийся тем, что перепускное устройство выполнено в несъемном исполнении в виде автономного клапана или дистанционно управляемого регулятора.
6. Способ освоения и эксплуатации скважин по п.1, отличающийся тем, что осуществляют спуск глубинного насоса на НКТ в интервал перфорации или ниже в зумпф.
7. Способ освоения и эксплуатации скважин по п.1, отличающийся тем, что переключение перепускного устройства из положения «открыто» и «закрыто» осуществляют электрическим и/или гидравлическим способом.
8. Способ освоения и эксплуатации скважин по п.1, отличающийся тем, что периодически повторяют освоение скважины насосом и эксплуатацию фонтаном через перепускное устройство с периодической сменой в перепускном устройстве положений «закрыто» на «открыто».
9. Способ освоения и эксплуатации скважин по п.1, отличающийся тем, что выше пакера устанавливают обратный и/или сбивной клапан или скважинную камеру с обратным клапаном.
