СПОСОБ ОСВОЕНИЯ ПЛАСТА СКВАЖИНЫ СВАБИРОВАНИЕМ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ Российский патент 2011 года по МПК E21B43/25 

Изобретение относится к области нефтяной и нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении скважин после бурения и в процессе эксплуатации.

Известен способ свабирования скважины (см. Е.П.Солдатов, И.И.Клещенко, В.Н.Дудкин. Свабирование - ресурсосберегающая технология. НТЖ "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море". 6-7. 1997. С.27-29), при котором депрессию на пласт и, соответственно, дренирование скважины создают в результате подъема столба жидкости в колонну НКТ при помощи перемещаемого в ней сваба. Технологически способ представляет собой процесс периодического спуска поршневого элемента (сваба) в колонне НКТ под динамический уровень жидкости глушения и последующего его подъема до устья скважины. Свабирование скважины этим способом осуществляется без пакера или с пакером.

И устройство для его осуществления включает установленную в скважине колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), сваб, спущенный в колонну (НКТ) с ограничителем хода, а также с пакером, устанавливаемым выше пласта, или без него.

Недостатками данного способа и устройства являются:

во-первых, при свабировании скважины без пакера - очень малая депрессия на пласт (0,6-0,8 МПа) и необходимость производства значительного числа (8-12) циклов свабирования, что по времени ведет к значительным трудозатратам;

во-вторых, при свабировании скважины с пакером, напротив, создаются высокие (7-8 МПа), очень резкие депрессии на пласт, что негативно сказывается на состоянии призабойной зоны скважины при вызове притока из слабоцементированных палгекторов, нефтеводонасыщенных пластов и т.д. Во всех случаях результативность свабирования повышается с увеличением частоты и стабильности операций спуска-подъема сваба;

в-третьих, при наличии пакера в составе устройства, по окончании освоения, при срыве пакера перед подъемом колонны НКТ скважинная жидкость из межтрубного пространства попадает обратно в пласт, кольматируя призабойную зону пласта, снижая ее коллекторские свойства, что значительно снижает эффективность освоения скважины.

Наиболее близким по технической сущности является способ свабирования скважины (патент RU №2181830, МПК ⁸ Е21В 43/00, опубл. в бюл. №12 от 27.04.2002 г.), заключающийся в понижении давления жидкости глушения на продуктивный пласт путем периодического отбора жидкости из эксплуатационной колонны и подъема ее на поверхность свабом, при котором в скважине, разделенной по глубине пакерным узлом, установленным ниже статического уровня жидкости, отбор жидкости из эксплуатационной колонны осуществляют, по крайней мере, одним из свабов, перемещаемым в колонне насосно-компрессорных труб в подпакерной области, а отбор жидкости из надпакерной области и подачу ее на поверхность осуществляют другим свабом, перемещаемым в колонне насосно-компрессорных труб, размещенных в надпакерной области.

И устройство для осуществления данного способа включает два сваба, две колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с ограничителем хода сваба и фильтром для сообщения с пластом, пакер, устанавливаемый выше пласта.

Недостатками данного способа и устройства для его осуществления являются:

- во-первых, сложность технологии осуществления способа и устройства для его осуществления, связанная с наличием двух колонн НКТ и двух свабов;

- во-вторых, по окончании свабирования необходимо распакеровывать пакер и извлекать две колонны НКТ, при этом столб скважинной жидкости, находящийся выше пакера в межтрубном пространстве между эксплуатационной колонной и колонной НКТ, попадает в освоенный пласт, при условии, если давление от гидростатического уровня столба скважинной жидкости, находящейся выше пакера, больше пластового давления. В результате скважинная жидкость попадает обратно в пласт, кольматируя призабойную зону пласта и снижая ее коллекторские свойства, что снижает значительно эффективность освоения скважины;

в-третьих, при свабировании скважины с пакером создаются высокие (7-8 МПа), очень резкие депрессии на пласт, что негативно сказывается на состоянии призабойной зоны скважины при вызове притока из слабоцементированных палгекторов, нефтеводонасыщенных пластов и т.д. и оказывает разрушающее воздействие на призабойную зону скважины.

Задачей изобретения является упрощение конструкции устройства и технологии осуществления способа, а также исключение попадания скважинной жидкости, находящейся в межтрубном пространстве между эксплуатационной колонной и колонной НКТ выше пакера, в освоенный пласт после распакеровки пакера и снижение резких депрессий на пласт, возникающих в процессе освоения скважин свабированием по колонне НКТ с пакером.

Поставленная задача решается способом освоения пласта скважины свабированием, включающим спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), изоляцию межтрубного пространства выше вскрытого пласта пакерным узлом, отбор жидкости по колонне НКТ свабированием из подпакерной зоны и надпакерной зоны до получения стабильного притока продукции пласта с последующим снятием пакерного узла и извлечением его с колонной насосно-компрессорных труб.

Новым является то, в колонне НКТ размещают сбивной клапан, отбор жидкости свабированием из подпакерной зоны и надпакерной зоны производят последовательно по одной колонне НКТ, причем отбор жидкости из подпакерной зоны производят до получения стабильного притока продукции пласта со скоростью перемещения сваба по колонне НКТ не более 2-3 м/с и, далее, после разрушения сбивного клапана производят свабирование из подпакерной надпакерной зон, снятие пакерного узла и извлечение его с колонной НКТ производят после снижения уровня жидкости в надпакерной зоне ниже гидростатического уровня пластового давления.

А также устройством для осуществления способа, включающим сваб, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с ограничителем хода сваба и фильтром для сообщения с пластом, пакер, установленный выше пласта.

Новым является то, что между фильтром и ограничителем хода сваба в колонне НКТ установлено седло под сбрасываемый запорный элемент, а между ограничителем хода сваба и седлом выше пакера в колонне НКТ размещен сбивной клапан для сообщения колонны НКТ с надпакерной зоной после сброса запорного элемента, выполненного в виде шара, жесткосоединенного с глухим штоком.

На фигурах 1, 2, 3 изображена последовательно схема осуществления предлагаемого способа освоения пласта свабированием и устройство для его осуществления.

Способ освоения пласта 1 свабированием заключается в том, что в скважину 2 спускают (см. фиг.1) колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 3, изолируют межтрубное пространство 4 выше вскрытого пласта 1 пакерным узлом 5, который размещают на 10-15 метров выше кровли пласта 1. Спускают в колонну НКТ 3 сваб 6 на кабеле 7 до упора в ограничитель хода 8 сваба 6.

Производят освоение скважины (см. фиг.1) свабированием из подпакерной зоны 9 до получения стабильного притока продукции пласта 1, причем отбор жидкости свабом 6 из подпакерной зоны 9 производят по колонне НКТ 3. При свабировании из подпакерной зоны скорость перемещения сваба 6 по колонне НКТ не должна быть более 2-3 м/с, что определяется практическим путем. Эта величина позволяет избежать создания резких депрессий на пласт 1, а также позволяет исключить разрушающее воздействие на призабойную зону скважины 2 при вызове притока из слабоцементированных коллекторов, нефтеводонасыщенных пластов и т.д.

Далее сообщают межтрубное пространство 4 в надпакерной зоне 10 и внутреннее пространство колонны НКТ 3, разрушив сбивной клапан, при этом жидкость из надпакерной зоны 10 перетекает во внутреннее пространство колонны НКТ 3 (см. фиг.2), высота столба гидростатического уровня в надпакерной зоне 10 межтрубного пространства и во внутреннем пространстве колонны НКТ 3 в них выравнивается и составляет H₁ (см. фиг.2).

Далее производят отбор жидкости по колонне НКТ 3 свабированием из подпакерной зоны 9 и надпакерной зоны 10, при этом происходит снижение уровня жидкости (см. фиг.2 и 3) на величину ΔН=H₁-Н₂ в надпакерной зоне 10 в межтрубного пространства 4, причем давление, оказываемое гидростатическим уровнем Н₂ (см. фиг.3) скважинной жидкости, было ниже пластового давления (Р_пл).

где Р_пл - пластовое давление, МПа;

ρ - плотность, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

H₂ - высота столба жидкости в надпакерной зоне 10 межтрубного пространства 4 и до кровли пласта 1, м;

или

Затем производят снятие пакерного узла 5 и извлечение его вместе с колонной НКТ 3.

Пример конкретного выполнения:

Исходные данные:

Р_пл=10 МПа;

ρ=1180 кг/м³;

g=9,8 м/с²;

Определить: максимально допустимую величину Н₂ (м) - высоту столба жидкости в надпакерной зоне 10 межтрубного пространства 4, чтобы скважинная жидкость не попала в пласт 1.

Подставляя исходные данные:

Н₂<Р_пл/ρ×g=12×10⁶ Па/(1180 кг/м³×9,8 м/с²)=864,7 м.

Таким образом, снижение уровня жидкости ΔН в надпакерной зоне 10 межтрубного пространства 4 должно быть до получения высоты столба жидкости Н₂, которая обязательно должна быть менее 864,7 м.

Устройство для освоения пласта 1 свабированием состоит из спущенной в скважину 2 (см. фиг.1 и 2) колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) 3, а также изолирующего межтрубное пространство 4 пакера 5, устанавливаемого выше на 10-15 метров пласта 1. В колонну НКТ 3 спущен сваб 6 на канате 7. Сваб 6 спускают до упора в ограничитель хода 8, зафиксированный внутри колонны НКТ 3 любым известным способом. Пакер 5 герметично разделяет межтрубное пространство 4 на подпакерную 9 и надпакерную 10 зоны. На конце колонны НКТ 3 установлен фильтр 11, заглушенный снизу и служащий для сообщения внутреннего пространства колонны НКТ 3 с пластом 1.

Между фильтром 11 и ограничителем хода 8 сваба 6 в колонне НКТ 3 установлено седло 12 под сбрасываемый запорный элемент 13 (см. фиг.2), а между ограничителем хода 8 сваба 6 и седлом 12 выше пакера 5 в колонне НКТ 3 размещен сбивной клапан 14 для сообщения колонны НКТ 3 с надпакерной 10 зоной после сброса запорного элемента 13.

Запорный элемент 13 выполнен в виде шара 15, жесткосоединенного с глухим штоком 16.

Устройство работает следующим образом.

Устройство монтируют в скважине 2 (см. фиг.1), при этом пакер 5 в скважине 2 должен размещаться на 10-15 метров выше кровли пласта 1.

Затем в колонну НКТ 3 на канате спускают сваб 6 до взаимодействия сваба 6 с ограничителем его хода 8. Далее начинают процесс освоения пласта 1 свабированием с помощью наземного привода, например агрегатом для свабирования (на фиг.1, 2, 3 не показано).

Производят отбор жидкости по колонне НКТ 3 свабированием из подпакерной зоны 9 через фильтр 11 до получения стабильного притока продукции пласта 1 путем периодического подъема жидкости по колонне НКТ 3 с помощью сваба 6, определенных порций жидкости из скважины 2 при последовательном ступенчатом снижении уровня жидкости и соответствующем изменении глубины спуска сваба 6 при каждом последующем ходе. Высота поднимаемого столба жидкости и, соответственно, объем жидкости, поднимаемой за один цикл, определяется погружением сваба 6 под уровень жидкости в каждом цикле.

После получения стабильного притока продукции из пласта 1 при разобщенной надпакерной 10 и подпакерной 9 зон производят сброс в колонну НКТ 3 запорного элемента 13, выполненного в виде шара 15, жесткосоединенного с глухим штоком 16, причем сброс запорного элемента 13 осуществляют штоком 16 вверх, при этом в процессе перемещения запорного элемента 13 вниз по колонне НКТ 3 он свободно проходит ограничитель хода 8 сваба 6, так как наружный диаметр шара 15 меньше внутреннего диаметра ограничителя хода 8 сваба 6, после чего происходит разрушение сбивного клапана 14 и посадка шара 15 запорного элемента на седло 12.

В результате происходит сообщение межтрубного пространства 4 в надпакерной зоне 10 и внутреннего пространства колонны НКТ 3 и выравнивание в них высоты H₁ столба жидкости (см. фиг.2).

Производится отбор жидкости по колонне НКТ свабированием из подпакерной 9 и надпакерной 10 зон до снижения уровня жидкости на величину ΔН=H₁-Н₂ (см. фиг.2 и 3) в надпакерной зоне межтрубного пространства, до тех пор пока давление, оказываемое гидростатическим уровнем Н₂ (см. фиг.3) скважинной жидкости, будет ниже пластового давления (Р_пл).

где Р_пл - пластовое давление, МПа;

ρ - плотность, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

H₂ - высота столба жидкости в надпакерной зоне 10 межтрубного пространства 4 и до кровли пласта, м;

или

Затем произвести распакеровку (снятие) пакера 5 и его извлечение вместе с колонной НКТ 3.

Запорный элемент 13 выполнен в виде шара, жесткосоединенного с глухим штоком, что ускоряет технологический процесс освоения скважины, поскольку решает две задачи:

- разрушение сбивного клапана 14;

- герметичное разобщение надпакерной зоны 10 от подпакерной зоны 9 путем посадки шара 15 на седло 12.

Предложенный способ прост в иcполнении и имеет простую конструкцию. Кроме того, он позволяет повысить эффективность освоения скважины путем исключения попадания скважинной жидкости, находящейся выше пакера в межтрубном пространстве между эксплуатационной колонной и колонной НКТ, в освоенный пласт после распакеровки пакера, а ограничение скорости перемещения сваба по колонне НКТ позволяет снизить резкие депрессии на пласт, возникающие в процессе освоения скважин свабированием по колонне НКТ с пакером.

Изобретение относится к области нефтяной и нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении скважин после бурения и в процессе эксплуатации. Обеспечивает упрощение способа и конструкции устройства, а также исключение попадания скважинной жидкости в освоенный пласт. Сущность изобретения: способ включает спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, изоляцию межтрубного пространства выше вскрытого пласта пакерным узлом, отбор жидкости по колонне НКТ свабированием из подпакерной зоны и надпакерной зоны до получения стабильного притока продукции пласта с последующим снятием пакерного узла и извлечением его с колонной НКТ. Согласно изобретению в колонне НКТ размещают сбивной клапан. Отбор жидкости свабированием из подпакерной зоны и надпакерной зоны производят последовательно по одной колонне НКТ. При этом отбор жидкости из подпакерной зоны производят до получения стабильного притока продукции пласта со скоростью перемещения сваба по колонне НКТ не более 2-3 м/с. После разрушения сбивного клапана производят свабирование из подпакерной надпакерной зон. Снятие пакерного узла и извлечение его с колонной НКТ производят после снижения уровня жидкости в надпакерной зоне ниже гидростатического уровня пластового давления. Устройство включает сваб, колонну насосно-компрессорных труб - НКТ с ограничителем хода сваба и фильтром для сообщения с пластом, пакер, установленный выше пласта. При этом между фильтром и ограничителем хода сваба в колонне НКТ установлено седло под сбрасываемый запорный элемент. Между ограничителем хода сваба и седлом выше пакера в колонне НКТ размещен сбивной клапан для сообщения колонны НКТ с надпакерной зоной после сброса запорного элемента, выполненного в виде шара, жестко соединенного с глухим штоком. 2 н.п. ф-лы, 3 ил.

1. Способ освоения пласта скважины свабированием, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, изоляцию межтрубного пространства выше вскрытого пласта пакерным узлом, отбор жидкости по колонне НКТ свабированием из подпакерной зоны и надпакерной зоны до получения стабильного притока продукции пласта с последующим снятием пакерного узла и извлечением его с колонной НКТ, отличающийся тем, что в колонне НКТ размещают сбивной клапан, отбор жидкости свабированием из подпакерной зоны и надпакерной зоны производят последовательно по одной колонне НКТ, причем отбор жидкости из подпакерной зоны производят до получения стабильного притока продукции пласта со скоростью перемещения сваба по колонне НКТ не более 2-3 м/с и далее после разрушения сбивного клапана производят свабирование из подпакерной надпакерной зон, снятие пакерного узла и извлечение его с колонной НКТ производят после снижения уровня жидкости в надпакерной зоне ниже гидростатического уровня пластового давления.

2. Устройство для осуществления способа, включающее сваб, колонну насосно-компрессорных труб - НКТ с ограничителем хода сваба и фильтром для сообщения с пластом, пакер, установленный выше пласта, отличающееся тем, что между фильтром и ограничителем хода сваба в колонне НКТ установлено седло под сбрасываемый запорный элемент, а между ограничителем хода сваба и седлом выше пакера в колонне НКТ размещен сбивной клапан для сообщения колонны НКТ с надпакерной зоной после сброса запорного элемента, выполненного в виде шара, жестко соединенного с глухим штоком.