Способ удаления жидкости из скважин и пзп гидропневматическим свабированием

Изобретение относится к разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, а именно к способу удаления жидкости, накопленной в процессе эксплуатации в призабойной зоне пласта. Для осуществления способа удаления накопленной или закачанной жидкости из призабойной зоны пласта - ПЗП и ствола скважины отсекают поршнем присутствующую в насосно-компрессорной трубе - НКТ накопленную или закачанную жидкость. Вытесняют на поверхность указанную жидкость поршнем и осуществляют технологический отстой скважины в целях восстановления уровня в стволе скважины за счет притока жидкости из ПЗП. В качестве поршня используют столб газожидкостной смеси - ГЖС, сформированный в НКТ подачей ГЖС с поверхности через межтрубное пространство и башмак НКТ. Столб ГЖС вытесняют на поверхность вместе с отсеченной жидкостью компримированным газом, подаваемым в межтрубное пространство. Достигается технический результат - обеспечение возможности вытеснения скважинной жидкости поршнем, представляющим собой столб ГЖС, продавливаемым компримированным газом. 1 з.п. ф-лы, 6 ил.

 

Изобретение относится к разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, а именно к способу удаления жидкости, накопленной в процессе эксплуатации в призабойной зоне пласта - ПЗП и стволе скважины, или жидкости, закачанной в технологическом процессе, например жидкости глушения, продуктов реакции соляно-кислотной обработки и пр.

Наиболее близок к предлагаемому способ добычи нефти по патенту РФ №2268354 (оп. 20.01.2006), включающий периодическую откачку нефти, отличающийся тем, что откачку нефти производят свабированием с изливом нефти в передвижную емкость, свабирование ведут с перепуском газа из пространства над свабом в межтрубное пространство скважины, при этом скорость снижения уровня жидкости в скважине поддерживают не более скорости, при которой на забое создается давление, меньшее давления разгазирования нефти.

Способ-прототип недостаточно эффективен, надежен и экологически безопасен. В частности, способ-прототип не может быть применен на скважинах, где внутренняя поверхность насосно-компрессорной трубы - НКТ имеет технологические сужения (опрессовочные седла, солевые и АСПО отложения и т.п.); на скважинах, имеющих наклонный или горизонтальный ствол; на глубоких скважинах более 3.000 метров вследствие значительного времени подъема сваба; неприменим на газовых и газо-конденсатных скважинах ввиду специфики их эксплуатации. Коэффициент полезного действия - КПД способа-прототипа низок из-за значительных утечек поднимаемой жидкости между свабом - поршнем и внутренней поверхностью НКТ, что влечет за собой долгосрочность процесса свабирования.

Недостаточная надежность способа-прототипа связана с вероятностью аварий вследствие заклинивания сваба - поршня и обрыва троса. Также способ-прототип не относится к экологически безопасным ввиду возможности утечек через сальниковое устройство троса.

Решаемая задача и ожидаемый технический результат заключаются в разработке высокоэффективного, надежного, безаварийного и экологически безопасного способа подъема жидкости с забоя на поверхность на любых скважинах: нефтяных, газовых, газо-конденсатных; возможно, имеющих наклонные или горизонтальные участки стволов, включая глубокие скважины более 3.000 метров, за счет обеспечения подъема и удаления жидкости, накопленной в процессе эксплуатации в ПЗП и стволе скважины, или жидкости, закачанной в технологическом процессе, без применения какого-либо забойного оборудования и со 100%-ным КПД благодаря отсутствию утечек поднимаемой и удаляемой жидкости. Технический результат заключается в обеспечении условий функционирования в предлагаемой совокупности операций газо-жидкостной смеси - ГЖС - в качестве поршня, вытесняющего на поверхность жидкость, накопленную в процессе эксплуатации в ПЗП и стволе скважины, или жидкость, закачанную в технологическом процессе, например, жидкость глушения.

Поставленная задача решается тем, что предлагаемый способ удаления накопленной или закачанной жидкости из призабойной зоны пласта - ПЗП и ствола скважины, включающий отсечение поршнем присутствующей в насосно-компрессорной трубе - НКТ накопленной или закачанной жидкости, вытеснение на поверхность указанной жидкости поршнем и технологический отстой скважины в целях восстановления уровня в стволе скважины за счет притока жидкости из ПЗП, отличается тем, что в качестве поршня используют столб газо-жидкостной смеси - ГЖС, сформированный в НКТ подачей ГЖС с поверхности через межтрубное пространство и «башмак» НКТ, после чего столб ГЖС вытесняют на поверхность вместе с отсеченной жидкостью компримированным газом, подаваемым в межтрубное пространство.

Используют мелкодисперсную структурированную ГЖС, предпочтительно получаемую способом по патенту РФ №2553105.

Предлагаемый способ удаления жидкости из скважин и ПЗП гидропневматическим свабированием иллюстрируется фигурами 1-6 и осуществляется следующей последовательностью операций.

1. К межтрубному пространству скважины с накопленной или ранее закачанной жидкостью (например, жидкостью глушения) подсоединяют нагнетательную линию 1, а к выходу НКТ - выкидную линию 2 на утилизацию удаляемой накопленной или ранее закачанной жидкости - фиг. 1; здесь и на всех прочих фигурах (кроме фиг. 5) положение накопленной или ранее закачанной жидкости в НКТ и межтрубном пространстве скважины показано светло-серым цветом.

2. В нагнетательную линию закачивают расчетный объем мелкодисперсной структурированной ГЖС (примерно равный объему НКТ) - фиг. 2, где направление закачки ГЖС показано темно-серой стрелкой. На фиг. 2 и всех прочих фигурах (кроме фиг. 1 и фиг. 6) положение ГЖС в НКТ и межтрубном пространстве скважины показано темно-серым цветом.

3. Продавливают закачанный в межтрубное пространство объем ГЖС через «башмак» НКТ во внутреннюю полость НКТ компримированным газом, например, азотом, тем самым формируя в НКТ столб ГЖС, отсекающий в НКТ объем поднимаемой жидкости, расположенный выше сформированного столба ГЖС - фиг. 3, где направление закачки компримированного газа показано белой стрелкой. На фиг. 3 и последующих фиг. 4-6 положение компримированного газа в НКТ и межтрубном пространстве скважины показано белым цветом.

4. Продолжают закачивать в межтрубное пространство компримированный газ, что приводит к вытеснению из НКТ на поверхность удаляемой скважинной жидкости посредством сформированного в НКТ столба ГЖС (выполняющего роль поршня) - фиг. 4, где направление закачки компримированного газа показано белой стрелкой (тем же цветом показано и положение компримированного газа в межтрубном пространстве и НКТ), а направление вывода на утилизацию удаляемой накопленной или ранее закачанной жидкости показано светло-серой стрелкой (тем же цветом показано и положение удаляемой жидкости на фиг. 4 и прочих фигурах).

5. Дальнейшая закачка в межтрубное пространство компримированного газа приводит в конечном итоге к вытеснению из НКТ на поверхность - вслед за удаленной скважинной жидкостью - столба ГЖС (выполнявшего роль поршня) - фиг. 5, где направление закачки компримированного газа в межтрубное пространство показано белой стрелкой (также белым цветом показано и положение компримированного газа на фиг. 3-6), а направление вывода из НКТ ГЖС - темно-серой стрелкой (тем же цветом показано и положение ГЖС на фиг. 2-5).

6. Останавливают закачку компримированного газа в межтрубное пространство и открывают скважину для сброса давления и последующего набора уровня в стволе (межтрубном пространстве и НКТ) за счет притока жидкости из ПЗП - фиг. 6, где направления сброса давления (сброса закачанного ранее компримированного газа из межтрубного пространства и из НКТ показаны белыми стрелками (также белым цветом показано и положение компримированного газа на фиг. 3-6).

Описанные операции 1-6 повторяют до полного удаления накопленной жидкости или нежелательного флюида из ПЗП и ствола скважины.

ПРИМЕР КОКРЕТНОГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ СПОСОБА

Нефтяная скважина заглушена после проведения капитального ремонта.

Геолого-техническая характеристика:

- искусственный забой 2791,6 м;

- эксплуатационная колонна 168 мм;

- толщина стенок э/колонны 12,06 мм;

- интервал перфорации 2677-2681,6 м;

- пластовое давление 8,42 МПа;

- лифт: НКТ 73 мм с оснасткой под газлифт;

- глубина спуска лифта 2694,3 м;

- статический уровень 1740 м.

Оборудование для проведения технологического процесса

- насосный агрегат АЦ-32;

- азотный компрессор СДА-20/251;

- вставное устьевое оборудование для путевого генерирования газожидкостной смеси (ГЖС);

- доливная емкость с водным раствором ПАВ 0,3%;

- приемная емкость отработанной жидкости.

Технологический процесс

- смонтировали и опрессовали нагнетательную линию с вставным устьевым оборудованием и подбили ее к межтрубному пространству;

- смонтировали и обвязали с приемной емкостью выкидную линию из НКТ;

- открыли находящуюся на устьевой арматуре центральную и затрубную задвижки;

- при работающем компрессоре и насосном агрегате с подачей 2,5 л/с закачали 8 м³ рабочей ГЖС;

параметры давления закачки (начальное, рабочее и конечное соответственно) составили:

Р_нач=7,0 МПа, Р_раб=4,0 Мпа, Р_кон=2,5 Мпа;

- остановили насосный агрегат;

- продавили компримированным азотом пачку закачанной в межтрубное пространство ГЖС через «башмак» в НКТ, тем самым формируя в НКТ столб ГЖС, отсекающий в НКТ объем поднимаемой скважинной жидкости, расположенный выше сформированного столба ГЖС;

- указанное продавливание компримированным азотом вели до выхода ГЖС из выкидной линии и прекращения выноса жидкой фазы скважинной жидкости;

- отобранная проба представляла собой светлую полупрозрачную жидкость. Предварительно: жидкость глушения.

Далее выполняли повторение указанных выше операций:

- при работающем компрессоре и насосном агрегате с подачей 2,5 л/с закачали 8 м³ ГЖС;

параметры давления закачки составили:

Р_нач=3,0 МПа, Р_раб=3,0 МПа, Р_кон=3,5 МПа;

- остановили насосный агрегат;

- продавили пачку ГЖС компримированным азотом до выхода ее из выкидной линии в приемную емкость.

Выход скважинной жидкости по трубному пространству НКТ в приемную емкость при работе компрессорной установки продолжался в течение двух часов; первые 40 минут скважинная жидкость выходила импульсно, затем - стабильно, в полную трубу.

- отобранная проба представляла собой мутноватую полупрозрачную жидкость с 5 мм черной пленки на поверхности и характерным запахом нефтяного газа. Предварительно: нефть и жидкость глушения с пластовой водой;

- остановили закачку компримированного азота на 4 часа для накопления притока технологической и пластовой жидкости из ПЗП в стволе скважины, для чего открыли в атмосферу нагнетательную и выкидную линии при открытой центральной и затрубной задвижках, обеспечивая сброс давления и последующий набор уровня в стволе (межтрубном пространстве) и НКТ за счет притока жидкости из ПЗП.

Далее выполняли третий повтор указанных выше операций:

- при открытых затрубной и центральной задвижках при работающем компрессоре и насосном агрегате с подачей 2,5 л/с закачали 8 м³ ГЖС;

параметры давления закачки ГЖС:

Р_нач=2,3 МПа, Р_раб=5,0 МПа, Р_кон=3,5 МПа;

- остановили насосный агрегат;

- продавили пачку ГЖС компримированным азотом до выхода ее из выкидной линии в приемную емкость вместе с удаляемой скважинной жидкостью Извлечение скважинной жидкости через НКТ в приемную емкость компримированным азотом при открытых затрубной и центральной задвижках продолжали непрерывно в течение 6 часов. Характер выноса скважинной жидкости оставался стабильным, что свидетельствует о нормальной работе скважины в режиме газлифтной эксплуатации.

Были взяты несколько проб удаленной из скважины жидкости. Все пробы на объема состояли из жидкости темного цвета со светлым отстоем на дне и характерным запахом нефтяного газа. Предварительно: нефть и пластовая вода.

Объем извлеченной из скважины жидкости за весь технологический процесс составил 54 м³.

После демонтажа вставного устьевого оборудования и обвязки устьевой арматуры нагнетательной и приемной линиями скважина была введена в эксплуатацию газлифтным способом.

Таким образом, эффективность способа обеспечивается тем, что в предлагаемой совокупности операций ГЖС функционирует в качестве поршня, вытесняющего на поверхность жидкость, накопленную в процессе эксплуатации в ПЗП и стволе скважины, или жидкость, закачанную в технологическом процессе, например, жидкость глушения.

Предлагаемый способ высокоэффективен, надежен и экологически безопасен, так как не подвержен авариям. Применим для подъема жидкости с забоя на поверхность на любых скважинах: нефтяных, газовых, газо-конденсатных; возможно, имеющих наклонные или горизонтальные участки стволов, включая глубокие скважины более 3.000 метров, за счет обеспечения подъема и удаления жидкости, накопленной в процессе эксплуатации в ПЗП и стволе скважины, или жидкости, закачанной в технологическом процессе, без применения какого-либо забойного оборудования и со 100%-ным КПД благодаря отсутствию утечек поднимаемой и удаляемой жидкости.

1. Способ удаления накопленной или закачанной жидкости из призабойной зоны пласта - ПЗП и ствола скважины, включающий отсечение поршнем присутствующей в насосно-компрессорной трубе - НКТ накопленной или закачанной жидкости, вытеснение на поверхность указанной жидкости поршнем и технологический отстой скважины в целях восстановления уровня в стволе скважины за счет притока жидкости из ПЗП, отличающийся тем, что в качестве поршня используют столб газожидкостной смеси - ГЖС, сформированный в НКТ подачей ГЖС с поверхности через межтрубное пространство и башмак НКТ, после чего столб ГЖС вытесняют на поверхность вместе с отсеченной жидкостью компримированным газом, подаваемым в межтрубное пространство.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют мелкодисперсную структурированную ГЖС.