Установка и способ эксплуатации нефтяных скважин Российский патент 2019 года по МПК E21B43/12 E21B34/08 

Изобретение относится к области добычи жидких природных ископаемых из скважин и может быть использовано, например, для добычи нефти.

Одной из задач, решаемых в процессе нефтедобычи, является регулярная оптимизация процесса эксплуатации скважины (снижение энергозатрат и затрат на обслуживание, повышение эффективности эксплуатации скважины и т.д.).

При эксплуатации месторождения для осуществления оперативного контроля за изменениями гидродинамических характеристик резервуара и состояния околоскважинного пространства проводится процедура испытания пласта, в процессе которой, в течение времени испытаний производят запись параметров изменения забойного давления (обычно называют Кривой Восстановления Давления), одновременно устьевое давление и расход жидкости. По которым, с помощью специальных алгоритмов определяют гидродинамические параметры резервуара. Такие работы, в силу их сложности и дороговизны проводят во время освоения скважины и потом, не чаще раза в год, поскольку это связано с извлечением добычной компоновки, спуска испытательной, и отключения скважины от нефтесборной сети на несколько суток, что, кроме прямых расходов несет еще снижение годовой добычи. Кроме того, смена компоновок сопровождается процессом глушения скважины, что может значительно искажать получаемые данные. Таким образом, существует значительный запрос от промышленности на технологии, позволяющие контролировать уровень забойного давления во времени, в течение срока эксплуатации скважины одновременно с работой насосного оборудования.

Существуют различные скважинные струйные установки, позволяющие контролировать различные параметры скважины непосредственно в процессе ее эксплуатации (см., например, патенты RU №№: 2129671, МПК F04F 5/02, опубликован 27.04.1999 г.; 2121610, МПК F04F 5/02, опубликован 10.11.1998 г.).

Известные установки обеспечивают возможность исследования скважин в процессе эксплуатации, однако являются технологически сложными. Размещение конструктивных элементов установки (насоса, компрессорного оборудования) непосредственно внутри скважины (а оборудования для контроля параметров скважины - в призабойной зоне пласта) повышает вероятность их выхода из строя, что, в свою очередь, уменьшает периоды межсервисной эксплуатации и эффективность добычи.

Известна принятая в качестве ближайшего аналога в отношении устройства установка для добычи нефти (см. патент RU № 43303, МПК E21B 43/12, опубликован 10.01.2005 г.), Установка для добычи нефти, включающая насосно-компрессорные трубы, пакер, установленный у башмака насосно-компрессорных труб, нижний обратный клапан на конце насосно-компрессорных труб, запорную арматуру, а также систему трубопроводов, дополнительно содержащая дроссельное устройство, верхний обратный клапан, насос и емкость, при этом нижняя насосно-компрессорная труба перфорирована и выше перфорации установлен верхний обратный клапан, а верхняя насосно-компрессорная труба через задвижку соединена с системой сбора нефти, причем затрубное пространство скважины через задвижку соединено со входом в дроссельное устройство, выход которого соединен с верхним штуцером емкости, а нижний штуцер через задвижку соединен с всасывающим патрубком насоса, нагнетательный патрубок которого через задвижку соединен с затрубным пространством скважины.

Установка работает следующим образом. Нефть из пласта через нижний обратный клапан и перфорационные отверстия поступает в затрубное пространство скважины, которое герметизировано пакером, и через верхний обратный клапан в насосно-компрессорные трубы. После заполнения скважины нефтью в затрубное пространство насосом при открытых задвижках емкости, насоса и трубопровода и закрытой задвижке дроссельного устройства закачивается рабочая жидкость из емкости. Закачиваемая рабочая жидкость вытесняет нефть из затрубного пространства через перфорационные отверстия и обратный верхний клапан в насосно-компрессорные трубы и далее на поверхность в систему сбора нефти. После вытеснения нефти из затрубного пространства насос останавливается, задвижки емкости, насоса и трубопровода закрываются, а задвижка дроссельного устройства открывается. При этом нефть вновь начинает поступать из пласта через нижний обратный клапан перфорационные отверстия в затрубное пространство, вытесняя при этом рабочую жидкость через задвижку и дроссельное устройство в емкость. Затем цикл повторяется.

Конструкция известной установки обеспечивает добычу нефти путем ее вытеснения из скважины рабочей жидкостью, уменьшая энергозатраты, увеличивая межсервисные интервалы и снижая вероятность поломок, за счет исключения погружных насосов и компрессорного оборудования в стволе скважины.

Однако, недостатком известной установки является невозможность контроля давления пласта в зоне забоя непосредственно в процессе нефтедобычи, что в свою очередь не позволяет оптимизировать режим работы установки по добыче нефти из пласта.

Известна скважинная установка (см. патент RU № 2190779, МПК F04F5/02, F04F5/44, опубликован 10.10.2002 г.), содержащая пакер, колонну труб и струйный насос, в корпусе которого установлены активное сопло с камерой смешения и выполнен проходной канал с посадочным местом для установки герметизирующего узла с осевым каналом. Установка снабжена излучателем и приемником-преобразователем физических полей, размещенным со стороны входа в струйный насос откачиваемой из скважины среды. Выход струйного насоса подключен к пространству, окружающему колонну труб, вход – к внутренней полости колонны труб ниже герметизирующего узла, а проходной канал струйного насоса выполнен параллельно оси колонны труб.

Способ работы известной установки, принятый в качестве ближайшего аналога для заявленного способа, заключается в следующем.

На колонне труб устанавливают пакер и струйный насос, сборку спускают в скважину, производят установку пакера и размещение в скважине ниже струйного насоса излучателя и приемника-преобразователя физических полей, причем последние спускают вместе с герметизирующим узлом, размещенном на каротажном кабеле выше них. В процессе спуска проводят фоновые замеры параметров скважины до забоя, герметизирующий узел устанавливают на посадочное место в проходном канале насоса. Разместив излучатель и приемник-преобразователь в изучаемом интервале пласта, создают несколько депрессий на пласт путем подачи рабочей среды в сопло струйного насоса, фиксируя значения параметров (значения физических полей, состав флюида из пласта и т.п.). Далее излучатель и приемник-преобразователь изымают из скважины, а вместо них спускают устройство записи кривых восстановления пластового давления и датчик давления.

Полученные результаты обрабатывают и по результатам обработки принимают решение о необходимых действиях в отношении скважины.

Основным недостатком способа, осуществляемого при помощи известной установки является то, что во время проведения исследований добыча сырья из скважины проводиться не может. Кроме того, полученные в результате исследований данные о параметрах пласта (в первую очередь о давлении в пласте) имеют погрешность, поскольку их сбор происходит не в динамике (при работающей на добычу установке), а статично.

Задачами заявляемого технического решения является обеспечение объективного мониторинга состояния нефтеносного пласта непосредственно в процессе его эксплуатации и повышение эффективности добычи за счет возможности оптимизации режимов эксплуатации в реальном времени, увеличения межсервисных интервалов и минимизации остановок работы установки, а также возможности одновременной эксплуатации нескольких скважин при помощи одной установки.

Техническими результатами изобретения являются возможность параллельного с процессом добычи контроля параметров состояния нефтеносного пласта и изменение режимов эксплуатации без остановки оборудования на основании данных контроля.

Технические результаты в части устройства как объекта изобретения достигаются за счет того, что установка эксплуатации нефтяных скважин содержит по меньшей мере один скважинный узел, включающий колонну насосно-компрессорных труб, нижняя из которых выполнена перфорированной, а верхняя соединена с системой сбора нефти, пакер, установленный у башмака колонны насосно-компрессорных труб, нижний обратный клапан, размещенный в нижнем торце нижней насосно-компрессорной трубы, и верхний обратный клапан, размещенный выше перфорации в нижней насосно-компрессорной трубе, нагнетающий узел, включающий насос и емкость с рабочим телом, соединенные между собой и с затрубным пространством скважины, и блок управления установкой, при этом в подпакерной зоне установлен датчик давления функционально связанный с блоком управления установкой, что позволяет контролировать изменение забойного давления, которое отражает режимы фильтрации нефти из прискважинной зоны в пласт, что в свою очередь определяется как гидродинамическими характеристиками пласта-коллектора, так и степенью поврежденности околоскважинного пространства. Это обуславливает выбор режима депрессии с помощью управления функцией течения рабочего тела между емкостью и затрубным пространством.

Такая конструкция позволяет существенно снизить эксплуатационные расходы, поскольку она не содержит дорогостоящую колонну штанг, которые необходимо периодически заменять в виду износа, не содержит трущихся деталей на забое скважины, так же подверженных интенсивному износу, по этой же причине обеспечивает работу скважины сразу, после обработки ее кислотными составами в режиме очистки, позволяет реализовывать различные последовательности операций в скважине, без замены скважинного оборудования, а именно, смена режимов депрессии в широком диапазоне давлений, режим испытаний пласта без ограничения времени длины записи кривой восстановления давления и переходы от одного режима работы скважины к другому без каких-либо перерывов на смену оборудования и спуско-подъемные операций.

В частных вариантах исполнения установка может содержать дополнительно установленный в межтрубном пространстве устьевой датчик давления, что позволяет оценивать динамические потери в затрубном пространстве при повышении производительности установки. Значение давления на этом датчике, в совокупности с показаниями забойного датчика позволяет более точно управлять потоком рабочего тела с учетом его сжимаемости и жидкого трения. Кроме того, установленный в межтрубном пространстве устьевой датчик давления позволяет предотвращать прорывы газа в затрубное пространство, в случае работы на объектах с высоким газовым фактором.

Блок управления, в общем случае, содержит модуль измерений первичных параметров, обеспечивающий прием информации от датчика давления, находящегося в нижней части колонны насосно-компрессорных труб и устьевого датчика давления (при его наличии), вычислительное устройство для расчета параметров работы насоса и приводные механизмы управления элементами установки.

В тексте данной заявки термин «насосно-компрессорные трубы» означает трубы любых видов (типов), используемые в скважинах, в которых согласно технологической схеме перемещаются жидкие и газообразные среды.

В тексте данной заявки термин «призабойная зона» означает участок пласта, который примыкает к стволу скважины в пределах которого изменяются фильтрационные свойства продуктивного пласта на этапе строительства, ремонта или же эксплуатации скважины.

В тексте данной заявки термин «затрубное пространство» означает кольцевое пространство между стенками скважины и обсадной колонной.

В качестве рабочего тела могут быть использованы жидкости с определенными реологическими свойствами, а именно, заданной плотностью и вязкостью, это может быть нефть самого месторождения, масло, стабилизированный газовый конденсат либо кремнийорганические жидкости.

Соединение между собой объемов различных элементов установки, для перемещения через них рабочего тела в призабойную зону и обратно может осуществляться через систему трубопроводов, либо, в случае непосредственного сопряжения отдельных элементов установки между собой (например, насоса и емкости с рабочим телом) напрямую через отверстие между ними.

Технические результаты в части способа как объекта изобретения достигаются за счет того, что способ эксплуатации нефтяных скважин включает следующую цикличную последовательность операций:

- поступление нефти под собственным давлением из пласта через нижний обратный клапан в скважинный узел, в гидравлически-соединенное с ним затрубное пространство скважины и через верхний обратный клапан в колонну насосно-компрессорных труб;

- закачивание рабочего тела из емкости насосом в затрубное пространство для вытеснения нефти из затрубного пространства в скважинный узел и верхний обратный клапан в колонну насосно-компрессорных труб и далее в систему сбора нефти;

- остановку закачивания рабочего тела насосом, и одновременное соединение затрубного пространство скважины с емкостью с рабочим телом,

при этом в режиме реального времени данные с датчика давления подаются в блок управления и на основании результатов обработки корректируются режимы этапов цикла.

В частных вариантах осуществления заявляемого способа возможно одновременно с соединением затрубного пространства скважины с емкостью с рабочим телом создание разрежения, либо подпорного давления в затрубном пространством скважины насосом.

В частных вариантах осуществления заявляемого способа возможно одновременно с обычной эксплуатацией нефтяной скважины осуществлять стимуляцию призабойной зоны пласта посредством изменения скорости радиального потока флюида по заранее определенной программе с блока управления.

Под термином «подпорное давление» в тексте данной заявки понимается избыточное давление в диапазоне от атмосферного давления на поверхности скважины до пластового давления P_z.

Для реализации указанных функций вычислительное устройство блока управления может быть реализовано в виде микрокомпьютера, с запоминающим устройством, в котором хранятся настройки для конкретной скважины. Настройки могут быть «по умолчанию» и индивидуальные, вычисленные на персональном компьютере и занесенные в блок управления либо непосредственно на скважине, либо посредством централизованной телеметрии месторождения.

Таким образом, возможны различные режимы работы блока управления:

1. Базовый, который реализует универсальный алгоритм работы насоса по предустановленным в процессе первичной настройки параметрам, который обеспечивает эксплуатацию скважины путем периодического создания депрессии на забое за минимальное время;

2. Расширенный, когда в процессе работы скважины параметры могут меняться в течение времени дистанционно, либо автоматически, согласно изменениям показаний забойного манометра за время цикла заполнения камеры 1, которые сравниваются с заранее вычисленными и хранящимися в локальном блоке управления 11, либо вычисляемыми оператором дистанционно;

3. Ручной режим, когда оператор может вручную задавать величины забойного давления для проведения операций освоения, либо очистки призабойной зоны, находясь непосредственно на скважине и управляя режимами работы установки, путем подключения к ней переносного компьютера.

Сущность заявляемого изобретения поясняется чертежом, на котором изображена принципиальная схема установки на одну скважину.

Установка для освоения, эксплуатации и гидродинамических испытаний нефтяных скважин включает: скважинный узел 1, соединенный с колонной 2 насосно-компрессорных труб, находящийся в или выше интервала 3 перфорации и гидравлически соединенный с затрубным пространством, нижний обратный клапан 4, верхний обратный клапан 5, затрубное пространство 6 скважины, пакер 7, нагнетающий узел 8, содержащий насос 9, емкость 10 для рабочего тела, блок управления 11, датчик забойного давления 12.

Реализация заявляемого способа при помощи заявляемой установки осуществляется следующим образом.

После монтажа установки (спуска в скважину скважинного узла 1 на колонне насосно-компрессорных труб, соединением его с нагнетающим узлом 8 и подключением блока 11 управления) и ее запуска изначально нефть из пласта под действием пластового давления P_z через нижний обратный клапан 4 и перфорационные отверстия 3 поступает в затрубное пространство 6 скважины, которое герметизировано пакером 7, и через верхний обратный клапан 5 в колонну 2 насосно-компрессорных труб. После заполнения скважины нефтью до определенного уровня слоя в затрубное пространство 6 из нагнетающего узла 8 насосом 9 закачивается рабочее тело из емкости 10. Режим закачивания (скорость, давление, время и др.) рассчитывается блоком 11 управления на основании данных, поступающих с датчика 12 давления, при этом связь датчика 12 давления с блоком 11 управления может осуществляться как посредством кабеля, так и бескабельным способом. Закачиваемое в затрубное пространство 6 рабочее тело вытесняет нефть из затрубного пространства 6 через перфорационные отверстия 3 и верхний обратный клапан 5 в колонну 2 насосно-компрессорных труб и далее на поверхность в систему сбора нефти. Вытеснение нефти обратно в пласт невозможно, поскольку нижний обратный клапан 4 (также, как и верхний 5) является односторонним. После вытеснения нефти из затрубного пространства 6 насос 9 создает разряжение, либо, посредством коммутации соединяется с емкостью 10. Происходит снижение давления в затрубном пространстве 6 скважины и нефть вновь начинает поступать из пласта через нижний обратный клапан 4 и перфорационные отверстия 3 в затрубное пространство 6 и колонну 2, вытесняя при этом рабочее тело в емкость 10. Далее цикл повторяется.

Поступление данных с датчика 12 давления о реальном давлении в подпакерном пространстве (забое) пласта в блок 11 управления и их обработка в нем в режиме реального времени позволяют корректировать режимы каждого из этапов цикла и самих циклов, оптимизируют работу установки в зависимости от требований эксплуатанта.

Помимо этого, возможна организация добычи из нескольких скважин с использованием одного нагнетающего узла 8, соединенного с несколькими скважинными узлами 1 таким образом, что расчет режимов эксплуатации каждой скважины производится в блоке 11 управления с учетом оптимальной работы всего комплекса скважин.

Кроме того, из приведенного изложения следует, что изобретение не ограничивается приведенной реализацией. Многочисленные возможные модификации, изменения, вариации и замены, сохраняющие суть и форму настоящего изобретения, будут очевидными для квалифицированных в предметной области специалистов.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена, например, для добычи нефти. Установка содержит по меньшей мере один скважинный узел, включающий колонну насосно-компрессорных труб, нижняя из которых выполнена перфорированной, а верхняя соединена с системой сбора нефти, пакер, установленный у башмака колонны насосно-компрессорных труб, нижний обратный клапан, размещенный в нижнем торце нижней насосно-компрессорной трубы, и верхний обратный клапан, размещенный выше перфорации в нижней насосно-компрессорной трубе, нагнетающий узел, включающий насос и емкость с рабочим телом, соединенные между собой и с затрубным пространством скважины, и блок управления установкой. При этом в подпакерной зоне установлен датчик давления функционально связанный с блоком управления установкой. Также раскрыт способ эксплуатации нефтяных скважин, осуществляемый с помощью указанной установки. Технический результат заключается в обеспечении объективного мониторинга состояния нефтеносного пласта непосредственно в процессе его эксплуатации. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Установка для эксплуатации нефтяных скважин, содержащая по меньшей мере один скважинный узел, включающий колонну насосно-компрессорных труб, нижняя из которых выполнена перфорированной, а верхняя соединена с системой сбора нефти, пакер, установленный у башмака колонны насосно-компрессорных труб, нижний обратный клапан, размещенный в нижнем торце нижней насосно-компрессорной трубы, верхний обратный клапан, размещенный выше перфорации в нижней насосно-компрессорной трубе, нагнетающий узел, включающий насос и емкость с рабочим телом, соединенные между собой и с затрубным пространством скважины, блок управления установкой, при этом, в подпакерной зоне установлен датчик давления, связанный с блоком управления установкой.

2. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что дополнительно содержит установленный в межтрубном пространстве устьевой датчик давления.

3. Способ эксплуатации нефтяных скважин, включающий следующую повторяющуюся последовательность операций:

- подачу нефти под собственным давлением из пласта через нижний обратный клапан в скважинный узел, в гидравлически-соединенное с ним затрубное пространство скважины и через верхний обратный клапан в колонну насосно-компрессорных труб;

- закачивание рабочего тела из емкости насосом в затрубное пространство для вытеснения нефти из затрубного пространства в скважинный узел и верхний обратный клапан в колонну насосно-компрессорных труб и далее в систему сбора нефти;

- остановку закачивания рабочего тела насосом, и одновременное соединение затрубного пространства скважины с емкостью с рабочим телом,

при этом в режиме реального времени данные с датчика давления подаются в блок управления и на основании результатов обработки корректируются режимы этапов.

4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что одновременно с соединением затрубного пространства скважины с емкостью с рабочим телом создается разрежение в затрубном пространстве скважины насосом.

5. Способ по п. 3, отличающийся тем, что одновременно с соединением затрубного пространства скважины с емкостью с рабочим телом создается подпорное давление в затрубном пространстве скважины насосом.

6. Способ по п. 3, отличающийся тем, что одновременно с обычной эксплуатацией нефтяной скважины осуществляют стимуляцию призабойной зоны пласта посредством изменения скорости радиального потока флюида по заранее определенной программе с блока управления.