Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой залежи и устройство для реализации способа



Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой залежи и устройство для реализации способа
Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой залежи и устройство для реализации способа

 


Владельцы патента RU 2594235:

Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС Внедрение" (RU)

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и может быть применена для добычи нефти из нескольких пластов одной скважиной. Многопластовую залежь вскрывают бурением добывающей скважины с ее последующим заканчиванием либо спускают повторное заканчивание в уже существующее или в обсадную колонну. В стволе скважины между пластами устанавливают изолирующие элементы. В стволе скважины и/или между изолирующими элементами размещают по меньшей мере одну секцию с адаптивной системой регулирования притока. Адаптивная система регулирования притока снабжена перекрывающим клапаном, в дальнейшем скважину эксплуатируют однолифтным способом с насосно-компрессорными трубами. При этом при эксплуатации скважины дополнительно используют средства мониторинга работы скважины. Используемое устройство представляет собой набор дроссельных колец с различными гидравлическими характеристиками и клапанов с фиксированным положением затвора. Технический результат заключается в повышении эффективности получения нефти из многопластовой залежи. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при добыче нефти из нескольких пластов одной скважиной.

Большинство разрабатываемых нефтяных месторождений имеют сложное многопластовое геологическое строение. При этом нефтенасыщенные горизонты, залегающие на разных глубинах, обладают значительно различающимися характеристиками (такими как пластовое давление и температура, физико-химические свойства пластовых флюидов, фильтрационно-емкостные свойства коллектора, газовый фактор и степень обводненности). Традиционная схема разработки таких месторождений подразумевает разбуривание самостоятельной сетки скважин для каждого эксплуатационного объекта, что, в свою очередь, приводит к увеличению капитальных затрат на бурение, заканчивание скважин и обустройство месторождения, что, в свою очередь, ведет к снижению рентабельности добычи. Еще одним вариантом является разработка многопластовых объектов возвратным фондом, когда после выработки одной залежи переходят к разработке другой (например, перфорация вышележащих горизонтов). Данная концепция существенно затягивает освоение запасов.

В качестве альтернативного варианта для многопластовых месторождений с целью сокращения капитальных вложений на бурение скважин (отдельной сетки на каждый из эксплуатационных объектов), а также расходов и срока освоения месторождения идут на укрупнение эксплуатационных объектов и используют систему одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ). При этом возможно использование данной системы ОРЭ, как для существующего фонда скважин (например, путем дострела новых пластов), так и при вводе в эксплуатацию новых скважин. Технология ОРЭ должна обеспечить дифференцированное воздействие на различные эксплуатационные объекты (интервалы и/или участки пласта) в зависимости от их конкретного геологического строения и состояния разработки участка. Внедрение данной технологии должно позволить увеличить коэффициент извлечения нефти, добычу нефти, срок рентабельной эксплуатации скважин, коэффициент использования скважинного оборудования, срок эксплуатации и надежность скважинной установки.

Существуют две основные системы ОРЭ:

- однолифтовые системы насосно-компрессорных труб (НКТ);

- многолифтовые системы НКТ, которые, в свою очередь, подразделяются на системы с использованием концентричных колонн НКТ и параллельных колонн НКТ для подъема продукции разных пластов.

При использовании ОРЭ с многолифтовой системой НКТ эксплуатация скважины почти ничем не отличается от эксплуатации однопластовой скважины, но при этом обеспечивают полное разобщение продуктивных пластов, а также возможность установления режима работы каждого пласта с замером дебита по каждому пласту. Проблема использования такой схемы состоит в том, что необходимо устанавливать две, три, а иногда и более труб в обсадной колонне, обеспечивать их герметизацию друг от друга на устье и возможность спуска и подъема этих труб без создания аварийных ситуаций. Также к недостаткам и ограничениям ОРЭ с многолифтовой системой НКТ можно отнести следующие факторы:

- ограничения по диаметру эксплуатационной колонны;

- ограниченная глубина в варианте с использованием штангового глубинного насоса (ШГН) в качестве механизированного способа добычи;

- сложность конструкции;

- необходимость специализированной квалификации при установке и ремонте подобного оборудования;

- необходимость использования специального оборудования, включая превентор и устьевое оборудование;

- высокая стоимость заканчивания скважины при значительных глубинах залегания пластов, а также значительная стоимость спуско-подъемных операций и ремонта скважины;

- необходимость использования высокопрочных марок стали для НКТ при больших глубинах;

- сложность проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ);

- высокая вероятность отложения парафина, смол и солей на трубах (особенно для концентричных колонн НКТ).

При использовании ОРЭ с однолифтовой системой НКТ скважину разделяют пакерными системами на зоны согласно количеству объектов эксплуатации. В базовом варианте пакерная секция включает в себя пакер, возможно, разъединитель колонны, скважинную камеру (мандрель, циркуляционный клапан) и регулятор (штуцер, клапан-отсекатель, другие устройства). Многопакерная компоновка может эксплуатировать столько пластов (слоев), сколько необходимо по проекту разработки. При этом пакерные секции компоновок могут быть соединены между собой как жестко, так и посредством разъединителя колонн и телескопических соединений.

К недостаткам и ограничениям ОРЭ с однолифтовой системой НКТ можно отнести следующие факторы:

- взаимовлияние пластов;

- смешение продукции;

- необходимость в большинстве случаев проводить спуско-подъемные операции для производства замеров по каждой зоне;

- риски повредить оборудование и кабели при данных спуско-подъемных операциях.

Известен (RU, патент 2344274, опубл. 20.01.2009) способ одновременно-раздельной добычи нефти из пластов одной скважины с погружной насосной установкой, включающий спуск в скважину концентрично двух - внешней и внутренней - колонн труб, пакера, расположенного между двумя пластами, и двух искусственных лифтов. При этом нижний из них для добычи флюида из нижнего пласта спущен на внешней колонне труб и выполнен электропогружным, состоящим, в основном, из насоса с входным модулем и погружного электродвигателя с силовым кабелем. Подбирают нижний электропогружной насос с рабочими параметрами в соответствии с дебитом нижнего пласта. Спускают его в скважину ниже пакера с кабельным вводом и располагают на глубине выше, ниже или на уровне нижнего пласта для добычи из него флюида по кольцевому пространству, образованному между двумя колоннами труб. Выше электропогружного насоса устанавливают устройство перекрестного течения, выполненное с эксцентричными каналами для подъема флюида нижнего пласта и перекрестным каналом с осевым выходом для притока флюида верхнего пласта. Подбирают верхний искусственный лифт с рабочими параметрами в соответствии с дебитом верхнего пласта. При этом спускают его отдельно во внешнюю колонну труб выше устройства перекрестного течения на внутренней колонне труб и располагают на глубине выше, ниже или на уровне верхнего пласта для добычи из него флюида по внутренней колонне труб. Верхний искусственный лифт оснащают либо герметизирующим кожухом с кабельным вводом, либо хвостовиком, каждый из которых имеет нижний уплотняющий полый шток, размещенный герметично в осевом выходе перекрестного канала для разделения потоков флюида нижнего и верхнего пластов. Электропогружной насос и верхний искусственный лифт запускают в работу одновременно, или последовательно, или периодически для раздельной добычи флюида из пластов по разным колоннам труб с возможностью дальнейшего учета их дебитов на поверхности скважины.

Известный способ предполагает раздельную добычу продукции двух пластов, однако способ не предназначен для раздельного отбора жидкости из трех пластов.

Известен (SU, авторское свидетельство 791948, опубл. 30.12.1980) способ одновременной эксплуатации многопластовой скважины путем селективной выработки продуктивных пластов с использованием установленных напротив каждого пласта на эксплуатационной колонне и управляемых с устья скважины приемных клапанов. Сущность способа состоит в том, что выбор вскрытого продуктивного пласта, подлежащего эксплуатации, осуществляют изменением длины хода плунжера глубинного насоса, цилиндром для которого являются подъемные трубы, при этом длина хода может устанавливаться любая в интервалах от устья до забоя скважины. Регулирование отбора продукта из пластов также производится путем изменения хода плунжера.

Недостатком этого способа является то, что его использование ограничено условиями принудительной эксплуатации скважины, то есть с использованием глубинных насосов. Более того, при реализации данного способа произвольный выбор пластов, подлежащих эксплуатации, невозможен.

Известен (RU, патент 2161698, опубл. 10.01.2001) способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины путем селективной выработки продуктивных пластов с использованием установленных против каждого пласта на эксплуатационной колонне и управляемых с устья скважины приемных клапанов, при этом каждый приемный клапан имеет два устойчивых положения «закрыто» и «открыто», а их перевод из одного положения в другое осуществляют импульсом давления посредством нагнетания рабочей среды с устья скважины, при этом каждый клапан имеет индивидуальный элемент, определяющий порог его срабатывания при подаче импульса давления, а открывание-закрывание приемных клапанов достигается путем последовательной подачи двух импульсов давления: первый - давление равно давлению срабатывания желаемого клапана, второй - давление равно давлению срабатывания следующего, настроенного на меньшее давление, а если настроенного на меньшее давление нет, то второй импульс не подают.

Недостатками данного способа является то, что:

во-первых, для перевода приемных клапанов из одного устойчивого положения в другое, то есть для открытия или, наоборот, закрытия приемных клапанов необходим размещенный на поверхности земли гидронасос с рабочей средой, что требует дополнительных затрат на осуществление этого способа;

во-вторых, открывание-закрывание приемных клапанов происходит при подаче импульса давления гидронасосом, нагнетающим в эксплуатационную колонну рабочую жидкость, причем каждый приемный клапан имеет индивидуальный элемент, определяющий порог его срабатывания и имеющий определенную последовательность, нарушение которой, например при резком скачке импульса давления, может привести к сбою в работе приемных клапанов, то есть будет не определено - в каком из устойчивых положений «открыто» или «закрыто» находится каждый приемный клапан;

в-третьих, при остановке скважины добываемая из пластов скважинная жидкость возвращается обратно через отверстия корпуса в продуктивные пласты, клапанные втулки которых открыты, при этом происходит кольматация призабойной зоны пластов и ухудшение их коллекторских свойств вследствие того, что в продуктивные пласты возвращается тяжелая фракция (вода) добываемой скважинной жидкости, находящаяся снизу, что снижает общий дебит скважины по нефти в процессе дальнейшей эксплуатации.

Известен (RU, патент 2338057, опуб. 10.11.2008) способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины. Способ включает селективную выработку продуктивных пластов с использованием установленных в эксплуатационной колонне против каждого продуктивного пласта в составе патрубка приемных клапанов, каждый из которых имеет два устойчивых положения «закрыто» и «открыто». Согласно изобретению приемные клапаны установлены на корпусе, размещенном в эксплуатационной колонне, и пропускают скважинную жидкость только в направлении снизу вверх. При этом перевод приемных клапанов в одно из устойчивых положений «открыто» или «закрыто» осуществляют установкой внутрь корпуса заглушенного снизу ниппеля с боковыми отверстиями и шиберами. Боковые отверстия ниппеля размещают напротив приемных клапанов, которые необходимо установить в положение «открыто», а шиберы герметично устанавливают напротив приемных клапанов, которые необходимо установить в положение «закрыто».

Недостатками данного способа являются: для осуществления переключений любой зоны из положения «открыто» в положение «закрыто» (либо наоборот) необходимо произвести следующие операции КРС:

- остановка и глушение скважины;

- извлечение НКТ с ШГН или электрического центробежного насоса (ЭЦН);

- спуск на колонне труб ниппеля с боковыми отверстиями и шиберами для установки внутри патрубка напротив объекта эксплуатации для переключения с позиции «открыто» в позицию «закрыто» либо наоборот;

- подъем колонны труб;

- спуск НКТ с ШГН или ЭЦН и последующий запуск скважины.

Данная процедура требует операционных расходов на проведение капитального ремонта скважин (КРС) и требует остановку и глушение скважины на определенное время, что сказывается на потере добычи.

Известен (RU, патент 2211311, опубл. 27.08.2003) способ одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов, включающий их разведку, бурение, исследование, выделение, перфорацию, спуск на колонне труб скважинной установки, состоящей из нескольких секций, разделенных пакером, освоение и эксплуатацию, причем для каждого выделенного эксплуатационного объекта изменяют и/или определяют его геолого-промысловые характеристики, подбирают технические параметры соответствующей ему секции, исследуют и регулируют режимы работы скважины и эксплуатационного объекта путем изменения его геолого-промысловых характеристик, и/или технических параметров соответствующих ему или другим эксплуатационным объектам секций, и/или технико-технологических параметров скважинной установки, повторяют этот процесс до достижения оптимального режима, обеспечивающего максимальную добычу углеводородов или соответствующего максимальной углеводородоотдаче.

Скважинная установка состоит из колонны труб с одним или несколькими пакерами. Она оснащена секциями, расположенными над и/или под пакером с техническими параметрами. Они выполнены в зависимости от геолого-промысловых характеристик соответствующих им эксплуатационных объектов. Каждая секция включает в себя по меньшей мере одну скважинную камеру и/или один ниппель. В нем размещен клапан для регулирования потока. Последний выполнен в виде регулятора перепада давления потока или клапана-штуцера или в виде съемного регулятора двухстороннего действия. При этом по крайней мере один или несколько пакеров сверху оснащены разъединителем колонны труб и/или телескопическим соединением.

Недостатком известного способа следует признать то, что для осуществления переключений любой зоны из положения «открыто» в положение «закрыто» (либо наоборот) либо смены размера клапана-регулятора потока требуется произвести следующие операции КРС:

- остановка и глушение скважины;

- извлечение НКТ с ШГН или ЭЦН (либо просто НКТ в случае фонтанной эксплуатации);

- спуско-подъемные операции с помощью канатной техники для смены клапана-регулятора либо установки заглушки;

- спуск НКТ с ШГН или ЭЦН и последующий запуск скважины.

Данная процедура требует операционных расходов на проведение КРС и требует остановку и глушение скважины на определенное время, что сказывается на потере добычи. Также для наклонно-направленных, горизонтальных скважин или скважин со сложной траекторией спуско-подъемные операции с канатной техникой могут быть достаточно проблематичны.

Известный способ принят в качестве ближайшего аналога.

Известна (RU, патент 2358156, опубл. 10.06.2009) установка для одновременно-раздельной эксплуатации трех пластов. Установка содержит первый и второй цилиндры. Первый цилиндр снабжен боковым клапаном с фильтром и снизу соединен с пакером, который, в свою очередь, соединен со вторым цилиндром, снабженным боковым клапаном с фильтром и боковым отверстием. Второй цилиндр соединен с переходником, снабженным клапаном с фильтром и соединенным с полированным хвостовиком, герметично размещенным в полированном цилиндре пакера-отсекателя. Внутри первого и второго цилиндров размещены плунжера с клапанами, жестко скрепленные между собой штоком, имеющим каналы для прохождения пластовой жидкости. Плунжеры соединены с колонной штанг. Первый цилиндр соединен с колонной насосно-компрессорных труб.

Недостатками установки являются периодичность добычи жидкости из пластов и смешение продукции пластов при подаче на поверхность.

Известна (RU, патент 2221136, опубл. 10.01.2004) установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов, включающая станок-качалку, колонну лифтовых труб, штанговый насос, пакер и хвостовик, причем штанговый насос снабжен дополнительным всасывающим клапаном для обеспечения возможности раздельного поступления в цилиндр штангового насоса продукции каждого из пластов.

Недостатком установки является ее невысокая эффективность вследствие конструктивной зависимости от величины давления в совместно эксплуатируемых пластах; в результате подъем продукции осуществляется одновременно из обоих пластов по одной колонне, без попластового разделения и учета продукции. Соответственно отсутствует контроль за состоянием разработки пластов; невозможно определение дебитов, обводненности по пластам; пластового и забойного давления, снятие кривой восстановления давления и других характеристик, знание которых требуется действующими нормативными документами по разработке. Невозможна одновременно раздельная закачка и добыча из многопластовой залежи через одну скважину, без дополнительного разбуривания нагнетательных скважин.

Известна (RU, патент 63436, опубл. 27.05.2007) установка для одновременно-раздельной закачки и добычи из многопластовой залежи через одну скважину, содержащая нагнетательную колонну труб с одним пакером, спущенную на нижний пласт, и добывающую колонну труб, спущенную на верхний пласт, причем добывающая колонна труб оснащена станком-качалкой и глубинным насосом и расположена параллельно рядом с нагнетательной колонной труб.

Недостатком известной установки является чрезмерные массогабаритные показатели привода, необходимость в возведении фундамента, узкий диапазон откачки жидкостей, особенно касается жидкостей с высокой вязкостью и повышенным газосодержанием.

Известна (RU, патент 192211311, опубл. 27.08.2003) скважинная установка для реализации способа, состоящая из колонны труб с одним или несколькими пакерами, причем установка оснащена секциями, расположенными над и/или под пакером с техническими параметрами, выполненными в зависимости от геолого-промысловых характеристик соответствующих им эксплуатационных объектов, причем каждая секция включает в себя по меньшей мере одну скважинную камеру и/или один ниппель с размещенным в них клапаном, регулирующим поток, при этом по крайней мере один или несколько пакеров сверху оснащены разъединителем колонны труб и/или телескопическим соединением.

Установка малоэффективна при добыче нефти из многопластовых залежей из-за своей сложности.

Известное решение принято в качестве ближайшего аналога разработанного устройства.

Техническая задача, решаемая посредством разработанного технического решения, состоит в усовершенствовании технологии одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой залежи углеводородов.

Технический результат, достигаемый при реализации разработанного технического решения, состоит в повышении эффективности получения нефти из многопластовой залежи.

Для достижения указанного технического результата предложено использовать разработанный способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой залежи. Согласно разработанному способу многопластовую залежь вскрывают бурением добывающей скважины с ее последующим заканчиванием либо спускают повторное заканчивание в уже существующее или в обсадную колонну, в стволе скважины между пластами устанавливают изолирующие элементы (пакеры), между изолирующими элементами размещают по меньшей мере одну секцию с адаптивной системой регулирования притока, причем по меньшей мере одна адаптивная система регулирования притока снабжена перекрывающим клапаном, в дальнейшем скважину эксплуатируют однолифтным способом с насосно-компрессорными трубами.

В некоторых вариантах реализации разработанного технического решения используют секцию с адаптивной системой регулирования притока, представляющую собой трубу с камерой, оснащенной входным участком для пластовой жидкости и выходным участком для выхода пластовой жидкости в добывающую трубу. Однако возможно использование секций и с другими устройствами регулирования притока. Так, можно использовать секцию с адаптивной системой регулирования притока, представляющую собой трубу с противопесочным фильтром и камерой, оснащенной входным участком для пластовой жидкости и выходным участком для выхода пластовой жидкости в добывающую трубу.

При реализации способа могут бурить скважину любой ориентации - вертикальную или наклонно-направленную скважину или скважину с горизонтальным окончанием.

Количество секций с адаптивной системой регулирования притока между соседними пакерами обычно определяют согласно продуктивности каждого пласта скважины и/или длины интервала между соседними пакерами.

Предпочтительно при реализации способа используют самонастраивающиеся перекрывающие клапаны.

При реализации способа могут дополнительно использовать средства мониторинга работы скважины.

При реализации разработанного технического решения для достижения указанного технического результата предложено использовать разработанное устройство ограничения потока, применяемое при одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой залежи. Разработанное устройство представляет собой набор дроссельных колец с различными гидравлическими характеристиками и клапанов с фиксированным положением затвора.

Известное устройство может быть выполнено с возможностью путем стандартных измерений на устье скважины получать достоверную информацию о дебите жидкости для каждого из пластов.

Разработанное техническое решение реализовано в технологии одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой залежи с использованием адаптивной системы регулирования притока.

Согласно разработанной технологии (см. чертеж) многопластовую залежь (в данном случае три пласта, но может быть любое их количество) вскрывают добывающей скважиной. Траектория скважины может быть как вертикальной, наклонно-направленной, так и с горизонтальным окончанием. Скважина может быть закончена как обсадной колонной с перфорацией, так и открытым стволом. В данном случае пласты 1 и 2 закончены эксплуатационной колонной с последующим цементированием заколонного пространства и перфорацией интервалов пластов 1 и 2. Пласт 3 закончен открытым стволом. Оборудование размещают на подвеске хвостовика (хотя возможны другие варианты размещения). Хвостовик состоит из следующих основных узлов:

- пакера 4 для разделения зон (гидромеханические, гидравлические, разбухающие, надувные-зарукавные и другие виды);

- адаптивная система регулирования притока (АСРП) 5 с фильтроэлементом или без, известная из патента РФ №2490435;

- трубы НКТ 6;

- другие дополнительные элементы хвостовика (башмак, стоп-патрубок (не показан) и другие в зависимости от условий установки оборудования и эксплуатации).

Для данного примера хвостовик содержит 2 пакера для разделения зон между пластами 1 и 2, 2 и 3.

Напротив каждого интервала пласта (между разобщающими пакерами) устанавливается определенное количество противопесочных фильтров с АСРП 5 (в некоторых случаях данное оборудование может быть использовано без фильтроэлементов). Количество единиц АСРП 5 на каждую зону определяют согласно продуктивности каждого пласта скважины и длины интервала и рассчитывают заранее, с использованием данных каротажа, гидродинамических исследований скважин (ГДИ), промыслово-геофизических исследований (ПГИ) либо по аналогии с соседними скважинами. Скважину эксплуатируют однолифтным способом с НКТ (возможны варианты как с эксплуатационным пакером, так и без него). Скважину можно эксплуатировать как фонтанным способом, так и любым механизированным способом добычи нефти.

Данная компоновка может быть использована как в качестве повторного заканчивания, так и в качестве первого заканчивания (когда есть возможность эффективно разделить пласты заколонными пакерами).

Используемая АСРП 5 состоит из набора дроссельных колец с определенными гидравлическими характеристиками и клапанов с фиксированным положением затвора (открыто или закрыто). Такие клапаны изготавливают под необходимые характеристики устройства. Это достигается за счет подбора проходного сечения седла клапана и силовой характеристики затвора, что обеспечивает нужный перепад давления срабатывания клапана на его открытие или закрытие для заданного расхода потока. Работа АСРП 5 происходит следующим образом. При спуске все клапаны открыты. Поток жидкости и/или газа проходит через дроссельное кольцо и открытый клапан и попадает в НКТ. При превышении определенного (заданного) значения расхода на клапане клапан закрывается. При этом изменяется тракт течения, и поток направляется в следующее дроссельное кольцо. Гидравлическое сопротивление адаптированного устройства контроля притока (АУКП) возрастает, и расход падает. Если расход опять превосходит необходимую величину, то закрывается последующий клапан и т.д.

Система АСРП 5 может самонастраиваться в зависимости от расхода пластового флюида и его фазового состава. Регулирование притока задано конструкцией специальных клапанов и величиной расхода через них, что обеспечивает расчетный перепад давления срабатывания клапанов на их открытие или закрытие для заданного расхода потока. Следовательно, АСРП 5 позволяет ограничивать максимальный расход через каждый фильтр на определенном уровне вне зависимости от перепада давления.

Также данная система имеет в конструкции перекрывающие клапаны, позволяющие при определенном расходе полностью перекрыть определенную зону. (Фильтры с АСРП на пласт 1 и 2 укомплектованы перекрывающими клапанами, для пласта 3 - фильтры без перекрывающих клапанов.)

В зависимости от продуктивности залежей в многопластовой системе АСРП для каждой зоны можно настроить на определенный расход для срабатывания перекрывающих клапанов. При выключении из работы определенной зоны можно проводить замеры по характеристикам притока оставшихся зон в многопластовой системе. Затем возможно повышением расхода перекрыть следующую зону и провести исследования. При этом весь процесс производит без остановки скважины и привлечения дополнительных сервисов. Увеличение притока может достигнуто как переходом на больший размер штуцера на устье (в случае фонтанной эксплуатации), так и за счет повышения производительности насосов (в случае эксплуатации скважины механизированным способом добычи). Для возврата системы АСРП в первоначальное состояние (полностью открыты все зоны притока) достаточно снизить дебит скважины на короткое время.

Таким образом, можно проводить измерения для скважин ОРЭ, эксплуатирующихся однолифтным способом, без проведения остановок скважины, привлечения дополнительных подрядчиков и без всех дополнительных рисков, связанных с этими факторами.

Для мониторинга работы систем ОРЭ предлагается оснастить фильтры АСРП предустановленными трассерами-маркерами. При этом каждая зона будет оснащаться трассерами определенного вида. Трассеры-метки запаковывают в матрицы, растворяющиеся в пластовой нефти. Матрицы закрепляют между внешней стороной базовой трубы и внутренней стороной фильтрующего элемента внутрискважинного фильтра либо в отдельной камере АСРП. При освоении скважины либо при проведении исследований с использованием системы ОРЭ при контакте пластового флюида из определенной зоны с фильтром контейнеры начинают растворяться и выделять трассеры-метки характерного вида. Для мониторинга работы скважины пробы флюида отбираются на устье с последующим анализом в лаборатории. По мере работы скважины концентрация трассеров в пробах будет постепенно снижаться.

Данная технология позволит определенное время оценивать расходы из каждой зоны скважины и отслеживать срабатывание перекрывающих клапанов АСРП во время перекрытия определенной зоны пласта.

Преимущества предложенной технологии ОРЭ заключаются в следующем:

- полнопроходной размер оборудования (нет сужений во внутреннем диаметре);

- возможность без риска проводить геофизические исследования работы пластов в динамике, производить замеры давления и температуры;

- наличие фильтроэлемента позволяет бороться с пескопроявлением;

- наличие АСРП позволяет бороться с прорывами воды и газа в определенных зонах;

- установка АСРП с трассерами позволяет оценивать дебит каждого пласта и подтверждать эффективность перекрывания определенных зон в случае необходимости;

- данная технология может использоваться для любого количества пластов;

- данная технология может использоваться как для вертикальных, наклонно-направленных, так и горизонтальных скважин;

- для перекрытия определенной зоны (при производстве замеров) нет необходимости останавливать скважину, поднимать оборудование и производить манипулирующие операции КРС для перекрытия зоны. Достаточно поднять приток из зоны до определенного значения для перекрытия запирающих клапанов в АСРП для этой зоны (этого можно добиться или переходом на больший штуцер в случае фонтанной эксплуатации или повышением производительности насоса в случае эксплуатации механизированным способом добычи, а также использовать кратковременное повышение притока за счет накачки воздуха в затрубное пространство для понижения динамического уровня и последующего мгновенного стравливания накаченного воздуха).

В дальнейшем сущность разработанного технического решения будет проиллюстрирована примерами реализации.

1. Пример реализации - скважина с фонтанной эксплуатацией. Траектория скважины является наклонно-направленной, максимальный угол 54.9 градусов на глубине 3480 метров по стволу. Текущая схема заканчивания состоит из следующих элементов:

- эксплуатационная колонна 177.8 мм X 11.51 мм в интервале 0-1162 метров;

- эксплуатационная колонна 177.8 мм X 9.91 мм в интервале 1162-5239 метров;

- открытый ствол диаметром 215.9 мм в интервале 5239-5253 метров.

Скважина эксплуатируется на три объекта:

- пласт "С" - 5239-5253 метров, открытый ствол 14 метров;

- пласт "З" - интервал перфорации 5127.8-5156.0 метров;

- пласт "Ч" - интервал перфорации 5056.6-5065.0 метров.

Для разработанной технологии ОРЭ скважину оснащают системой АСРП. Для этого в скважину в качестве повторного заканчивания спускают компоновку фильтров с АСРП, укомплектованных цветными трассерами-маркерами для мониторинга притока. Хвостовик подвешивают на пакере-подвеске 114/178 в эксплуатационной колонне. Выходы пластов в скважине разделяют гидромеханическими пакерами. Напротив каждого интервала устанавливается определенное количество фильтров АСРП 114 мм в зависимости от длины интервала и продуктивности залежи. Для данного случая для пласта "Ч" устанавливается один фильтр АСРП с перекрывающим клапаном, для пласта «З» - три фильтра АСРП с перекрывающим клапаном, для пласта «С» - два фильтра без перекрывающих клапанов. Скважину эксплуатируют однолифтным способом с НКТ 73 мм с эксплуатационным пакером.

После спуска оборудования ОРЭ в скважину, освоения и запуска скважины в эксплуатацию фонтанным способом (пластовой энергии достаточно для фонтанирования скважины) все зоны открыты и пласты работают. Изменение диаметра штуцера на устье позволяет менять приток в зависимости от требований добычи. Произведенные на поверхности замеры в данный момент (открыты все зоны) позволяют оценить общий расход со всех пластов. Закрытие перекрывающих клапанов системы ОРЭ напротив интервала пласта «З» осуществляется расходом 99 м3/сут. Для достижения данного эффекта требуется увеличить диаметр дроссельной заслонки на устье скважины до 10 мм. При этом массовый расход для перекрытия каждого фильтра в этой зоне составит 29.75 т/сут (величина массового расхода для перекрытия клапанов для данного пласта рассчитывается по предварительному моделированию и согласовывается с Заказчиком).

После перекрытия интервала пласта «З» возможно повторить замеры дебитов со скважины (в этом случае работают пласты «С» и «Ч») и вычислить дебиты пласта «З».

Для открытия перекрывающих клапанов пласта «З» потребуется снизить расход скважины путем перехода на меньший диаметр штуцера.

Для закрытия перекрывающих клапанов системы ОРЭ напротив интервала пласта «Ч» предложено использовать расход 56 м3/сут. Для достижения данного эффекта необходимо увеличить диаметр дроссельной заслонки на устье скважины до 15 мм. При этом массовый расход для перекрытия фильтра в данной зоне составит 50 т/сут.

После перекрытия интервалов пласта «З» и «Ч», возможно повторить замеры дебитов со скважины (в этом случае работает только пласт «С») и вычислить дебиты пласта «Ч». Для открытия перекрывающих клапанов пласта «Ч» необходимо снизить расход скважины путем перехода на меньший диаметр штуцера.

Таким образом, выполняя данную последовательность, с использованием компоновки ОРЭ и поверхностных замеров возможно оценить расход из каждой зоны пласта «З», «С» и «Ч». При этом не требуется ни остановки скважины, ни проведение ПГИ, ни спуско-подъемных операций по перекрыванию зон и т.д.

Подтверждением работы системы ОРЭ будет служить анализ проб пластового флюида на наличие трассеров определенного цвета и их концентрации.

2. Пример реализации для скважины с механизированной добычей.

Траектория скважины является вертикальной с максимальным углом 3.63 градуса на глубине 2390 метров по стволу. Планируется эксплуатация скважины на два объекта:

- пласт Б2 - интервалы перфорации по стволу скважины:

- 2200-2205;

- 2207-2210.

- горизонт "В" (пласты В1 и В2 эксплуатируются совместно):

- интервалы перфорации по стволу скважины: пласт В1 - 2284-2288, 2290-2292.

Для применения разработанной технологии ОРЭ предложено оснастить скважину системой АСРП. Для этого в скважину в качестве повторного заканчивания спускают компоновку фильтров с АСРП 89 мм, укомплектованных цветными трассерами-маркерами для мониторинга притока. Хвостовик подвешивают на пакере-подвеске 89/146 в эксплуатационной колонне. Выходы пластов в скважину разделяют гидромеханическим пакером 89/146. Напротив каждого интервала устанавливают определенное количество фильтров АСРП 114 мм в зависимости от длины интервала и продуктивности залежи. Скважину эксплуатируют однолифтным способом с НКТ 73 мм с эксплуатационным пакером.

Схема заканчивания скважины для ОРЭ с использованием системы АСРП представляет собой следующую компоновку. Напротив каждого из пластов «В1» и «В2» устанавливают фильтры АСРП 89 мм с перекрывающими клапанами, укомплектованные цветными трассерами-маркерами для мониторинга притока. В интервал пласта «Б2» устанавливают 4 фильтра АСРП без перекрывающих клапанов, также укомплектованные трассерами-маркерами. Объекты эксплуатации разделяют гидромеханическим пакером. Всю компоновку устанавливают в качестве повторного заканчивания с использованием подвески хвостовика 89/146.

Для мониторинга работы систем ОРЭ фильтры АСРП оснащают предустановленными трассерами-маркерами. При этом каждая зона будет оснащена определенного цвета флуоресцентными трассерами: фильтры АСРП пласта «Б2» - зелеными, фильтры АСРП пласта «В1+В2» - желтыми. Трассеры-метки запаковывают в матрицы, растворяющиеся в пластовой нефти. Матрицы закрепляют между внешней стороной базовой трубы и внутренней стороной фильтрующего элемента внутрискважинного фильтра либо в камере АСРП. При освоении скважины либо при проведении исследований с использованием системы ОРЭ при контакте пластового флюида из определенной зоны с фильтром матрицы начинают растворяться и выделять метки-трассеры характерного цвета. Пробы флюида отбирают на устье для последующего анализа в лаборатории для мониторинга работы скважины. По мере работы скважины концентрация трассеров будет постепенно снижаться.

Для закрытия перекрывающих клапанов системы ОРЭ напротив интервала пластов «В1+В2» предложено использовать расход в 30 м3/сут. Для достижения данного эффекта необходимо увеличить частоту работы ЭЦН до 80 оборотов в минуту. При этом массовый расход для перекрытия каждого фильтра в данной зоне составит 12.4 т/сут.

Для открытия перекрывающих клапанов пласта «В1+В2» необходимо снизить расход скважины путем перехода на меньшее количество оборотов ЭЦН.

Соответственно для проведения замеров по работе каждого из пластов можно перекрывать (путем увеличения частоты работы ЭЦН) клапаны в фильтрах АСРП пласта «В1+В2» и проводить поверхностные замеры по дебитам пласта «Б2». Характеристики работы пластов «В1+В2» можно получить вычитанием общих расходов из замеренных расходов пласта «Б2».

Таким образом, выполняя данную последовательность, с использованием компоновки ОРЭ и поверхностных замеров, возможно оценить расход из каждой зоны пласта «Б2» и «В1+В2». При этом не требуется ни остановки скважины, ни проведение ПГИ, ни спуско-подъемных операций по перекрыванию зон и т.д.

Подтверждением работы системы ОРЭ будет служить анализ проб пластового флюида на наличие трассеров определенного цвета и их концентрации.

Применение разработанного технического решения обеспечивает повышение эффективности получения нефти из многопластовой залежи.

1. Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой залежи, характеризующийся тем, что многопластовую залежь вскрывают бурением добывающей скважины с ее последующим заканчиванием либо спускают повторное заканчивание в уже существующее или в обсадную колонну, в стволе скважины между пластами устанавливают изолирующие элементы, в стволе скважины и/или между изолирующими элементами размещают по меньшей мере одну секцию с адаптивной системой регулирования притока, причем по меньшей мере одна адаптивная система регулирования притока снабжена перекрывающим клапаном, в дальнейшем скважину эксплуатируют однолифтным способом с насосно-компрессорными трубами, при этом при эксплуатации скважины дополнительно используют средства мониторинга работы скважины.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют секцию с адаптивной системой регулирования притока, представляющую собой трубу с камерой, оснащенной входным участком для пластовой жидкости и выходным участком для выхода пластовой жидкости в добывающую трубу.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют секцию с адаптивной системой регулирования притока, представляющую собой трубу с противопесочным фильтром и камерой, оснащенной входным участком для пластовой жидкости и выходным участком для выхода пластовой жидкости в добывающую трубу.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что бурят вертикальную или наклонно-направленную скважину или скважину с горизонтальным окончанием.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что количество секций с адаптивной системой регулирования притока между соседними пакерами определяют согласно продуктивности каждого пласта скважины и/или длины интервала между соседними пакерами.

6. Способ согласно п.1, отличающийся тем, что используют самонастраивающиеся и/или перекрывающие клапаны.

7. Устройство ограничения притока, применяемое при одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой залежи, отличающееся тем, что оно представляет собой набор дроссельных колец с различными гидравлическими характеристиками и клапанов с фиксированным положением затвора.

8. Устройство по п.7, отличающееся тем, что оно выполнено с возможностью путем стандартных измерений на устье скважины получать достоверную информацию о дебите жидкости для каждого из пластов.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способам разработки многопластовой залежи с вытеснением водой. Способ включает внутрискважинную перекачку воды из водоносного пласта в продуктивный пласт на естественном режиме за счет энергии водоносного пласта по нагнетательным скважинам и отбор нефти из продуктивного пласта через добывающие скважины.

Группа изобретений относится к нефтедобыче и может быть применена для одновременно-раздельной добычи скважинного флюида из двух пластов одной скважиной. Установка по первому варианту содержит спускаемые в обсадную трубу на колонне лифтовых труб пакер с двумя якорными устройствами противоположно направленного действия, центробежный насос с приемным модулем и погружным электроприводом, соединенным силовым кабелем со станцией управления (СУ), герметически пропущенным через устьевую арматуру, регулировочный электроклапан (РЭК), включающий хвостовик, в котором размещены отсекатель потока флюида с запорным седлом, и датчики телемеханической системы (ТМС), и стыковочный узел, сообщающийся с заборщиком флюида из нижнего пласта и состоящий из телескопически сопрягаемых штуцера, установленного на пакере, и ниппеля, пристыкованного к хвостовику, присоединенному к торцу электропривода.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применена для перекачки жидкости из верхнего обводненного пласта в нижние нефтеносные пласты скважины.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применена для перекачки жидкости из нижнего обводненного пласта в верхние нефтеносные пласты скважины.

Группа изобретений относится к горному делу, в частности к системе и вариантам способа фиксации скважинных инструментов. Технология способствует фиксации инструмента с целью необходимого центрирования в колонне подъемных труб.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при одновременно-раздельной эксплуатации добывающих скважин. Техническим результатом является определение герметичности скважинного оборудования.

Изобретение относится к технике добычи углеводородов и может быть применено для добычи нефти из трех пластов с использованием одной скважины. Установка содержит верхний пакер 5, установленный между пластами верхнего 2 и среднего 3 уровней, и нижний пакер 6, установленный между пластами среднего 3 и нижнего 4 уровней.

Группа изобретений относится к области добычи нефти и может быть применена для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов скважины. Установка содержит колонну насосно-компрессорных труб, кабель, хвостовик, пакер, установленный снаружи хвостовика между пластами, и насос для откачки продукции пластов.

Группа изобретений относится к обработке подземной формации в скважине. Технический результат - увеличение добычи углеводородов с помощью обрабатывающей текучей среды для воздействия на подземную формацию.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для одновременно-раздельной эксплуатации скважин. Установка содержит погружной насос, спущенный в скважину на НКТ, по меньшей мере один пакер со стволом и уплотнительным элементом, размещенный выше погружного насоса, перепускную систему, расположенную выше погружного насоса и включающую в себя регулятор, вставку с осевым каналом и перепускными каналами, по меньшей мере один из которых расположен выше уплотнительного элемента или выше уплотнительного элемента верхнего пакера и по меньшей мере один из которых расположен ниже уплотнительного элемента или ниже уплотнительного элемента нижнего пакера.
Наверх