СПОСОБ ОСВОЕНИЯ, ИССЛЕДОВАНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН Российский патент 2003 года по МПК E21B49/00 E21B43/25 E21B47/00 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении, исследовании и эксплуатации скважин с помощью насосно-эжекторных систем.

Известен способ освоения и эксплуатации скважин с применением насосно-эжекторной системы, включающий спуск струйного аппарата в скважину, нагнетание поверхностным насосом рабочей жидкости в сопло струйного аппарата, создание депрессии на пласт, вызов притока, эжектирование скважинной продукции на поверхность и сепарацию газожидкостной смеси на устье скважины (патент РФ 2118719, кл. F 04 F 5/54, 1998 г.). Известный способ не обеспечивает возможности проведения полноценных гидродинамических исследований скважины.

Известен также способ освоения, исследования скважин и интенсификации нефтегазовых притоков, включающий спуск струйного аппарата на забой скважины, создание депрессии на пласт, вызов притока, эжектирование скважинной продукции на поверхность и проведение исследований продуктивного пласта (патент РФ 2131023, кл. Е 21 В 43/25, 1999 г.). Недостатком известного способа является невозможность оперативного контроля забойного давления при проведении технологического процесса.

Наиболее близким к заявляемому техническому решению является способ освоения, исследования и эксплуатации скважин, включающий спуск струйного аппарата на забой скважины, нагнетание поверхностным насосом рабочей жидкости в сопло струйного аппарата, создание депрессии на пласт, вызов притока, эжектирование скважинной продукции на поверхность, сепарацию газожидкостной смеси на устье скважины, замер дебита пластовой жидкости и контроль забойного давления на различных режимах дистанционным глубинным манометром с передачей информации по кабелю на поверхность с использованием каротажной станции (Хоминец З. Д., Косаняк И.Н., Лисовский B.C. Результаты и перспективы применения струйных насосов при поиске, разведке и разработке месторождений. Нефтяное хозяйство, 1998, 5, с.72-75). Недостатком данного способа являются высокие материально-технические и трудовые затраты, что существенно удорожает проведение технологического процесса и ограничивает вследствие этого область его применения.

Задачей изобретения является расширение области применения технологического процесса освоения, исследования и эксплуатации скважин.

Решение поставленной задачи достигается тем, что перед спуском определяют коэффициент расхода и площадь выходного сечения сопла струйного аппарата, а при нагнетании рабочей жидкости замеряют давление нагнетания, расход рабочей жидкости и рассчитывают забойное давление по формуле

где Р_заб - забойное давление,
Р_нагн - давление нагнетания рабочей жидкости на устье скважины,
ρ - плотность рабочей жидкости,
g - ускорение свободного падения,
H - глубина скважины,
ΔP_тр - потери давления на трение при нагнетании рабочей жидкости на участке от устья до забоя скважины,
Q_p - расход рабочей жидкости,
μ - коэффициент расхода сопла струйного аппарата,
F - площадь выходного сечения сопла струйного аппарата.

Формула (1) получена следующим образом.

При нагнетании рабочей жидкости в сопло струйного аппарата расход рабочей жидкости Q_р определяется выражением

где ΔР_р - перепад давлений при истечении рабочей жидкости через сопло.

В случае расположения струйного аппарата на забое скважины можно с достаточной для практических целей точностью принять
ΔP_p=P_p-P_заб, (3)
где Р_р - давление рабочей жидкости перед соплом.

Величину Р_р можно найти по формуле
P_p=P_нагн+ρgН-ΔР_тp, (4)
где ΔP _тр - потери давления на трение при нагнетании рабочей жидкости на участке от устья до забоя скважины - можно определить по известным из курса гидродинамики зависимостям.

После несложных преобразований формул (2)-(4) получаем выражение для расчета забойного давления, представленное формулой (1).

Таким образом, замерив давление нагнетания и расход рабочей жидкости, а также зная коэффициент расхода и площадь выходного сечения сопла струйного аппарата, можно рассчитать и оперативно контролировать при проведении технологического процесса забойное давление по формуле (1), что позволяет отказаться от дорогостоящих и трудоемких работ с использованием каротажной станции.

В одном из вариантов осуществления способа решение поставленной задачи достигается также тем, что освоение скважины начинают, используя в качестве рабочей жидкости воду, а после вызова притока из пласта замеряют дебиты нефти и пластовой воды, поддерживая при этом путем изменения режима работы поверхностного насоса и/или изменения устьевого давления соотношение между расходом рабочей жидкости, дебитом нефти и дебитом пластовой воды, исходя из неравенства

где Q_p - расход рабочей жидкости,
Q_в - дебит пластовой воды,
Q_н - дебит нефти,
b_кр - критическая обводненность, при которой происходит инверсия фаз водонефтяной эмульсии.

В случае выполнении неравенства (5) при эжектировании будет образовываться маловязкая, легко расслаивающаяся эмульсия типа "нефть в воде", что существенно облегчает условия подъема продукции скважины и сепарации смеси на поверхности. При этом насос будет в течение всего процесса освоения, исследования и эксплуатации скважины нагнетать в сопло струйного аппарата отделенную сепаратором воду. Поэтому потери давления на трение ΔP_тр будут минимальны, что также способствует удешевлению способа.

В третьем варианте выполнения способа для решения поставленной задачи струйный аппарат устанавливают на колонне двойных насосно-компрессорных труб, нагнетание рабочей жидкости в сопло струйного аппарата и эжектирование скважинной продукции на поверхность осуществляют по каналам колонны двойных насосно-компрессорных труб и контролируют при этом в процессе освоения, исследования и эксплуатации скважины динамический уровень жидкости, а также давление газа в затрубном пространстве между наружной поверхностью двойных насосно-компрессорных труб и внутренней поверхностью эксплуатационной колонны скважины, дублируя замер забойного давления с использованием соотношения
P_заб = P_затр+ΔP_г+ρ_затрg(H-H_дин), (6)
где Р_заб - забойное давление,
Р_затр - давление газа в затрубном пространстве на устье скважины,
ΔP_г - увеличение давления за счет собственного веса столба газа на участке от устья скважины до динамического уровня,
ρ_затр - плотность среды в затрубном пространстве скважины на участке от динамического уровня до забоя,
g - ускорение свободного падения,
H - глубина скважины,
H_дин - динамический уровень жидкости.

Величина ΔP_г находится по широко известной барометрической формуле, а значение ρ_затр может быть определено по соответствующим зависимостям из курса технологии и техники добычи нефти.

Указанные технологические операции позволяют избежать добычи скважинной продукции по эксплуатационной колонне и связанных с этим осложнений (например, коррозии эксплуатационной колонны, отложений парафина, солей, гидратов и т. д.).

Кроме того, дублирование замера забойного давления с использованием соотношения (6) и сопоставление P_заб с величиной, определенной по формуле (1), дает возможность провести диагностику состояния сопла струйного аппарата. В случае, если наблюдается существенная разница в значениях забойного давления, найденных по формулам (1) и (6), то это может быть вызвано, например, износом сопла и увеличением площади его проходного сечения в процессе эксплуатации. Следовательно, в данном случае правильным будет результат, полученный по соотношению (6). Если же разница в значениях забойного давления, определенных по формулам (1) и (6), невелика и находится в пределах погрешности замеров, то это свидетельствует о нормальном состоянии проточной части струйного аппарата.

В четвертом варианте выполнения способа решение поставленной задачи достигается тем, что струйный аппарат спускают в скважину и извлекают из скважины с помощью канатной техники.

В пятом варианте осуществления способа для решения поставленной задачи струйный аппарат спускают совместно с глубинным манометром, имеющим блок непрерывной записи забойного давления, при этом после освоения скважины меняют режимы эксплуатации скважины путем изменения давления нагнетания и/или расхода рабочей жидкости и/или замены проточной части струйного аппарата на проточную часть с другими геометрическими размерами площади рабочего сопла и/или камеры смешения, замеряют значения дебита скважины и забойного давления на различных режимах и строят индикаторную диаграмму скважины, по которой определяют границу рациональной области эксплуатации скважины.

В шестом варианте выполнения способа, полученные замеры забойного давления используют при построении карты изобар разрабатываемого нефтяного пласта.

Указанная совокупность отличительных признаков заявляемого изобретения позволяет решить поставленную задачу расширения области применения способа.

На фиг.1 представлена схема насосно-эжекторной системы для осуществления способа; на фиг.2 - вариант выполнения скважинной части установки при спуске струйного аппарата на колонне двойных насосно-компрессорных труб; на фиг.3 - узел установки при спуске струйного насоса с помощью канатной техники; на фиг.4 - индикаторная диаграмма скважины.

Насосно-эжекторная система для осуществления способа освоения, исследования и эксплуатации скважин содержит (см. фиг.1) струйный аппарат 1, спущенный на забой скважины 2, поверхностный насос 3 для нагнетания рабочей жидкости в сопло 4 струйного аппарата 1, создающего депрессию на пласт 5, сепаратор 6 газожидкостной смеси на устье скважины 2, дебитомер 7 пластовой жидкости, манометр 8 для замера давления нагнетания и расходомер 9 для измерения расхода рабочей жидкости. В состав системы входят также вентиль 10 на байпасной линии 11 насоса 3, задвижка 12, манометр 13 для замера устьевого давления P_у, пакер 14, выкидная линия 15 и влагомер 16.

В варианте выполнения насосно-эжекторной системы скважинная часть установки содержит (см. фиг.2) струйный аппарат 1 с соплом 4, спущенный на забой скважины 2 на колонне двойных насосно-компрессорных труб 17, манометр 8, уровнемер 18 и манометр 19 на затрубном пространстве между наружной поверхностью двойных насосно-компрессорных труб 20 и внутренней поверхностью эксплуатационной колонны скважины 2.

В одном из вариантов изобретения насосно-эжекторная система содержит (см. фиг. 3) струйный аппарат 1 с соплом 4 совместно с глубинным манометром 21, имеющим блок непрерывной записи забойного давления, спущенный в скважину и извлекаемый из скважины с помощью канатной техники. Узел установки струйного насоса 1 содержит ловильную головку 22, фильтр 23 и уплотнительные кольца 24.

Индикаторная диаграмма скважины (см. фиг. 4) это зависимость дебита скважины Q от давления Р. На диаграмме скважины показаны значения пластового давления Р_пл, давления насыщения нефти газом Р_нас, минимально допустимого забойного давления Р_{заб. мин. доп.}.

Способ освоения, исследования и эксплуатации скважин согласно настоящему изобретению осуществляют следующим образом.

Перед спуском определяют коэффициент расхода и площадь выходного сечения сопла 4 струйного аппарата 1. Коэффициент расхода можно найти, например, путем несложных экспериментов на стенде. Затем струйный аппарат 1 спускают на забой скважины 2. Поверхностным насосом 3 нагнетают рабочую жидкость в сопло 4 струйного аппарата 1, создавая депрессию, вызывая приток из пласта 5 и эжектируя скважинную продукцию на поверхность. На устье скважины 2 газожидкостную смесь разделяют в сепараторе 6. Часть отделенной жидкости (рабочая жидкость) идет на прием насоса 3 и нагнетается далее в струйный аппарат 1, а другая часть (пластовая жидкость, добытая из скважины) направляется в выкидную линию 15. Дебит пластовой жидкости замеряют дебитомером 7. Забойное давление на различных режимах контролируют следующим образом. При нагнетании рабочей жидкости замеряют давление нагнетания манометром 8 и расход рабочей жидкости расходомером 9. Забойное давление при этом рассчитывают по формуле (1).

В одном из вариантов способа освоение скважины начинают, используя в качестве рабочей жидкости воду. После вызова притока из пласта замеряют дебиты нефти и пластовой воды с использованием дебитомера 7 и влагомера 16. При этом поддерживают путем изменения режима работы поверхностного насоса 3 (с помощью вентиля 10 на байпасной линии 11) и/или изменения устьевого давления Р_у (с помощью задвижки 13) соотношение между расходом рабочей жидкости, дебитом нефти и дебитом пластовой воды, исходя из неравенства (5).

В третьем варианте способа струйный аппарат спускают на колонне двойных насосно-компрессорных труб 20. Нагнетание рабочей жидкости в сопло струйного аппарата 1 и эжектирование скважинной продукции на поверхность осуществляют по каналам колонны двойных насосно-компрессорных труб 20. При этом в процессе освоения, исследования и эксплуатации скважины контролируют динамический уровень жидкости, а также давление газа в затрубном пространстве между наружной поверхностью двойных насосно-компрессорных труб 20 и внутренней поверхностью эксплуатационной колонны скважины 2, дублируя замер забойного давления с использованием соотношения (6).

В четвертом варианте способа струйный аппарат 1 спускают в скважину и извлекают из скважины с помощью канатной техники. Ловильная головка 22 служит для захвата и извлечения из скважины насоса. Фильтр 23 с щелевидными отверстиями предназначен для задержки механических примесей и предотвращает их поступление.

В пятом варианте способа струйный аппарат 1 спускают совместно с глубинным манометром 21, имеющим блок непрерывной записи забойного давления. При этом после освоения скважины меняют режимы эксплуатации скважины путем изменения давления нагнетания и/или расхода рабочей жидкости и/или замены проточной части струйного аппарата на проточную часть с другими геометрическими размерами площади рабочего сопла и/или камеры смешения, замеряют значения дебита скважины и забойного давления на различных режимах и строят индикаторную диаграмму скважины. В связи с тем, что нарушается линейный закон фильтрации, индикаторная линия принимает нелинейный вид и становится выпуклой к оси дебитов. Нельзя увеличивать депрессию на пласт для того, чтобы предотвратить падение дебита. Необходимо иметь запас минимально допустимого забойного давления, с тем, чтобы не перейти границу рациональной области эксплуатации скважины.

В шестом варианте способа по полученным замерам забойного давления строят карты изобар разрабатываемого нефтяного пласта.

Указанная совокупность отличительных признаков изобретения позволяет снизить материально-технические и трудовые затраты путем существенного упрощения и удешевления процесса контроля забойного давления, облегчения условий подъема продукции скважины и сепарации смеси на поверхности, минимизации потерь давления на трение, своевременной диагностики состояния сопла струйного аппарата, а также предотвращения осложнений, связанных с добычей скважинной продукции по эксплуатационной колонне. Кроме того, предотвращаются недопустимые режимы эксплуатации скважины.

Таким образом, расширяется область применения способа по сравнению с известными изобретениями.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для освоения, исследования и эксплуатации скважин с помощью насосно-эжекторных систем. Задачей изобретения является расширение области применения технологического процесса. Способ включает спуск струйного аппарата на забой скважины, нагнетание поверхностным насосом рабочей жидкости в сопло струйного аппарата, создание депрессии на пласт, вызов притока, эжектирование скважинной продукции на поверхность, сепарацию газожидкостной смеси на устье скважины, замер дебита пластовой жидкости и контроль забойного давления на различных режимах. Перед спуском определяют коэффициент расхода и площадь выходного сечения сопла струйного аппарата. А при нагнетании рабочей жидкости замеряют давление нагнетания, расход рабочей жидкости и рассчитывают по предложенной формуле забойное давление. Освоение скважины начинают, используя в качестве рабочей жидкости воду. После вызова притока из пласта замеряют дебиты нефти и пластовой воды, поддерживая при этом путем изменения режима работы поверхностного насоса и/или изменения устьевого давления определенное соотношение между расходом рабочей жидкости, дебитом нефти и дебитом пластовой воды. Струйный аппарат спускают на колонне двойных насосно-компрессорных труб, нагнетание рабочей жидкости в сопло струйного аппарата и эжектирование скважинной продукции на поверхность осуществляют по каналам колонны двойных насосно-компрессорных труб. При этом контролируют в процессе освоения, исследования и эксплуатации скважины динамический уровень жидкости, а также давление газа в затрубном пространстве между наружной поверхностью двойных насосно-компрессорных труб и внутренней поверхностью эксплуатационной колонны скважины, дублируя замер забойного давления с использованием предложенного соотношения. 5 з.п.ф-лы, 4 ил.

1. Способ освоения, исследования и эксплуатации скважин, включающий спуск струйного аппарата на забой скважины, нагнетание поверхностным насосом рабочей жидкости в сопло струйного аппарата, создание депрессии на пласт, вызов притока, эжектирование скважинной продукции на поверхность, сепарацию газожидкостной смеси на устье скважины, замер дебита пластовой жидкости и контроль забойного давления на различных режимах, отличающийся тем, что перед спуском определяют коэффициент расхода и площадь выходного сечения сопла струйного аппарата, а при нагнетании рабочей жидкости замеряют давление нагнетания, расход рабочей жидкости и рассчитывают забойное давление по формуле

где Р_заб - забойное давление;
Р_нагн - давление нагнетания рабочей жидкости на устье скважины;
ρ - плотность рабочей жидкости;
g - ускорение свободного падения;
Н - глубина скважины;
ΔР_тр - потери давления на трение при нагнетании рабочей жидкости на участке от устья до забоя скважины;
Q_p - расход рабочей жидкости;
μ - коэффициент расхода сопла струйного аппарата;
F - площадь выходного сечения сопла струйного аппарата. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что освоение скважины начинают, используя в качестве рабочей жидкости воду, а после вызова притока из пласта замеряют дебиты нефти и пластовой воды, поддерживая при этом путем изменения режима работы поверхностного насоса и/или изменения устьевого давления соотношение между расходом рабочей жидкости, дебитом нефти и дебитом пластовой воды, исходя из неравенства

где Q_р - расход рабочей жидкости;
Q_в - дебит пластовой воды;
Q_н - дебит нефти;
b_кр - критическая обводненность, при которой происходит инверсия фаз водонефтяной эмульсии. 3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что струйный аппарат устанавливают на колонне двойных насосно-компрессорных труб, нагнетание рабочей жидкости в сопло струйного аппарата и эжектирование скважинной продукции на поверхность осуществляют по каналам колонны двойных насосно-компрессорных труб и контролируют при этом в процессе освоения, исследования и эксплуатации скважины динамический уровень жидкости, а также давление газа в затрубном пространстве между наружной поверхностью двойных насосно-компрессорных труб и внутренней поверхностью эксплуатационной колонны скважины, дублируя замер забойного давления с использованием соотношения
P_заб = P_затр+ΔP_г+ρ_затрg(H-H_дин),
где Р_заб - забойное давление;
p_затр - давление газа в затрубном пространстве на устье скважины;
ΔР_г - увеличение давления за счет собственного веса столба газа на участке от устья скважины до динамического уровня;
ρ_затр - плотность среды в затрубном пространстве скважины на участке от динамического уровня до забоя;
g - ускорение свободного падения;
Н - глубина скважины;
Н_дин - динамический уровень жидкости. 4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что струйный аппарат спускают в скважину и извлекают из скважины с помощью канатной техники. 5. Способ по п.4, отличающийся тем, что струйный аппарат спускают совместно с глубинным манометром, имеющим блок непрерывной записи забойного давления, при этом после освоения скважины меняют режимы эксплуатации скважины путем изменения давления нагнетания и/или расхода рабочей жидкости и/или замены проточной части струйного аппарата на проточную часть с другими геометрическими размерами площади рабочего сопла и/или камеры смешения, замеряют значения дебита скважины и забойного давления на различных режимах и строят индикаторную диаграмму скважины, по которой определяют границу рациональной области эксплуатации скважины, исходя из соотношения
Р_заб≥1,1 Р_{заб.мин.доп},
где Р_{заб.мин.доп} - минимально допустимое забойное давление. 6. Способ по п.5, отличающийся тем, что полученные замеры забойного давления используют при построении карты изобар разрабатываемого нефтяного пласта.