Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ НИЖНЕГО ПЛАСТА СКВАЖИНЫ ПРИ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ШТАНГОВЫМ НАСОСОМ ДВУХ ПЛАСТОВ, РАЗДЕЛЕННЫХ ПАКЕРОМ (ВАРИАНТЫ)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважины штанговой насосной установкой при разобщении ствола скважины над продуктивным пластом пакером, в частности при одновременной раздельной эксплуатации двух продуктивных пластов в одной скважине.

Известен способ исследования скважины, оборудованной скважинной штанговой насосной установкой, включающий периодическую остановку откачки из скважины поступающего из продуктивного пласта флюида и отслеживание темпа восстановления давления на забое скважины по темпу восстановления уровня жидкости в скважине, замеряемому с помощью эхолота (Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. Учебник для вузов. М.: Недра. - 1983, - стр.392 - 398).

Недостатком способа является то, что в случае разобщения ствола скважины над продуктивным пластом пакером, например при эксплуатации скважины с помощью штанговой глубинно-насосной установки, в которой насос установлен в посадочном седле якорного пакера (см., например, патент РФ на полезную модель №33180, кл. F 04 В 47/02, 2003 г., Бюл. №28), каждый раз перед проведением исследований возникает необходимость съема насоса из посадочного седла и извлечения его вместе со штанговой колонной из скважины, причем перед подъемом установки приходится глушить скважину. Кроме того, перед проведением исследований необходимо осуществить снижение уровня жидкости в скважине с привлечением дополнительного оборудования (например, подъемного агрегата с оборудованием для свабирования по эксплуатационной колонне либо компрессорной установки со спуском в скважину колонны технологических насосно-компрессорных труб).

Более близким по технической сущности и достигаемому результату является способ исследования скважины при ее эксплуатации штанговой насосной установкой при разобщении ствола скважины над продуктивным пластом пакером, включающий откачку продукции пласта из-под пакера и исследование продуктивного пласта с помощью глубинного автономного манометра, установленного в специальной камере под насосом, сообщенной с подпакерным пространством скважины (Одновременная раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений/ Р.А.Максутов, Б.Е.Доброскок, Ю.В.Зайцев. - М.: Недра, 1974. - Стр. 95).

Недостатком этого способа является то, что при проведении исследований приходится каждый раз поднимать и опускать колонну штанг вместе с насосом, причем перед подъемом установки приходится глушить скважину.

Техническая задача изобретения состоит в том, чтобы снизить трудоемкость и сократить время, необходимое для проведения исследований продуктивного пласта при эксплуатации скважины штанговой насосной установкой с разобщением ствола скважины над продуктивным пластом пакером.

Техническая задача решается способом исследования нижнего пласта скважины при одновременно-раздельной эксплуатации штанговым насосом двух пластов, разделенных пакером, включающий периодическую остановку откачки из-под пакера поступающего из продуктивного пласта флюида, снижение противодавления на продуктивный пласт и отслеживание темпа восстановления давления под пакером.

Новым является то, что при эксплуатации скважины отбор продукции нижнего пласта производят по колонне полых штанг без смешения с продукцией верхнего пласта, а снижение противодавления на продуктивный пласт выполняют путем подъема жидкости в полых штангах поршнем с обратным клапаном, приводимым в движение с поверхности гибким тяговым органом, с последующим отслеживанием восстановления давления по темпу восстановления уровня жидкости в полых штангах, причем подъем поршня в полых штангах осуществляют со скоростью, превышающей скорость поступления флюида из исследуемого пласта.

Техническая задача решается также способом исследования нижнего пласта скважины при одновременно-раздельной эксплуатации штанговым насосом двух пластов, разделенных пакером, включающий периодическую остановку откачки из-под пакера поступающего из продуктивного пласта флюида, снижение противодавления на продуктивный пласт и отслеживание темпа восстановления давления под пакером.

Новым является то, что при эксплуатации скважины отбор продукции нижнего пласта производят по колонне полых штанг без смешения с продукцией верхнего пласта, а снижение противодавления на продуктивный пласт выполняют путем подъема жидкости в полых штангах поршнем с обратным клапаном и установленным ниже манометром, приводимым в движение с поверхности гибким тяговым органом с последующим замером темпа восстановления давления жидкости в полых штангах под поршнем при помощи манометра, причем подъем поршня в полых штангах осуществляют со скоростью, превышающей скорость поступления из нижнего пласта флюида, ниже уровня которого находится манометр.

На Фиг.1 изображена принципиальная схема скважинной насосной установки реализации способа с отслеживанием темпа восстановления уровня жидкости в полых штангах.

На Фиг.2 изображен поршень с обратным клапаном, оснащенный снизу манометром, для реализации способа с отслеживанием темпа восстановления давления в полых штангах.

Скважинная насосная установка для реализации способа с отслеживанием темпа восстановления уровня жидкости в полых штангах имеет следующий вид.

В скважине 1 (см. Фиг.1) вскрыты два продуктивных пласта 2, 3, между которыми установлен пакер 4, через который пропущен хвостовик 5, по которому продукция нижнего пласта 3 поступает на прием скважинного плунжерного насоса 6 с всасывающим 7 и нагнетательным 8 клапанами. Продукция нижнего пласта 3 подается на поверхность по колонне полых штанг 9, помещенных в колонну насосных труб 10. Колонна полых штанг 9 пропущена через герметизирующий узел 11 (может быть выполнен, например, в виде плунжерной пары) с образованием полости 12, между внутренней поверхностью цилиндра насоса 6 и наружной поверхностью полых штанг 9, сообщенной через всасывающий клапан 13 с надпакерным пространством скважины 1 и через нагнетательный клапан 14 и канал 15 с полостью колонны насосных труб 10, по которой продукция верхнего пласта 2 при работе насосной установки поступает на поверхность. Устье скважины оборудовано устьевой арматурой 16, снабженной устьевым сальником 17, герметизирующим выход колонны полых штанг 9 на поверхность. Колонна полых штанг 9 приводится в возвратно-поступательное движение наземным приводом (не показан). Продукция верхнего пласта 2 поступает из колонны насосных труб 10 через выкидную линию 18 в систему промыслового сбора продукции (не показан), а продукция нижнего пласта 3 из колонны полых штанг 9 через отвод 19 и гибкий рукав (не показан) в свою автономную промысловую систему сбора (не показан), либо через узел замера дебита в совмещенную систему промыслового сбора продукции (не показаны). При эксплуатации скважины 1 периодически проводят исследования пластов 2 и 3. Для исследования нижнего пласта 3 предусмотрена возможность установки на колонне полых штанг 9 лубрикатора 20 с узлом герметизации 21 гибкого тягового органа 22 (скребковая проволока, канат, каротажный кабель), на котором прикреплен помешенный в колонну полых штанг 9 поршень 23 с обратным клапаном 24. С другой стороны тяговый орган 22 через направляющий ролик 25 направляется к лебедке (не показана). Под лубрикатором 20 предусмотрен канал 26 для присоединения к полости полых штанг 9 эхолота (не показан).

Для реализации способа с отслеживанием темпа восстановления давления в полых штангах 9 (см. Фиг.2) к поршню 23 снизу присоединяется глубинный автономный манометр 27 (при использовании в качестве гибкого каротажного кабеля может применяться манометр с передачей сигнала на поверхность по кабелю в режиме реального времени).

Способ эксплуатации скважины осуществляют следующим образом.

По первому варианту:

В зависимости от продуктивности пластов выбирают диаметр и длину хода скважинного насоса 6, устанавливают необходимую частоту качаний наземного привода и производят раздельную откачку флюида из верхнего 2 (см. Фиг.1) и нижнего 3 пластов. В соответствии с требованиями правил разработки месторождений периодически осуществляют исследование пластов 2 и 3 (определение забойных и пластовых давлений). Для этого насосную установку останавливают, на колонну полых штанг 9 устанавливают лубрикатор 20 с размещенным в нем поршнем 23 с обратным клапаном 24. С помощью лебедки производят на гибком тяговом органе 22 спуск поршня 23 в колонну полых штанг 9 до насоса 6. Во время спуска поршня 23 жидкость проходит через его обратный клапан 24, не препятствуя спуску поршня 23. Затем производят подъем поршня 23 со скоростью, превышающей скорость притока флюида из нижнего пласта 3 в скважину 1. Обратный клапан 24 поршня 23 при подъеме закрывается, предотвращая переток жидкости под поршень 23. При этом поршень 23 "отрывается" от уровня жидкости 28 и под ним создается разрежение. После подъема поршня 23 в лубрикатор через канал 26 с помощью эхолота (не показан) производится замер динамики роста уровня жидкости 28 в колонне полых штанг 9, поступающей под действием пластового давления из нижнего пласта 3 через клапаны 7, 8 в колонну полых штанг 9. По кривой восстановления уровня (КВУ) в колонну полых штанг 9 стандартными методами обработки КВУ определяют параметры нижнего пласта 3.

По второму варианту способа параметры нижнего пласта определяют стандартными методами обработки кривой восстановления давления (КВД) в колонне полых штанг 9.

Для получения КВД вместе с поршнем 23 (см. Фиг.2) в колонну полых штанг 9 спускают глубинный манометр 27, размещенный под поршнем 23. Затем производят подъем поршня 23 с манометром 27 со скоростью, превышающей скорость притока флюида из нижнего пласта 3 в скважину 1. При этом высоту подъема поршня 23 с манометром 27 выбирают таким образом, чтобы манометр 27 не выходил из-под уровня жидкости 28 в полых штангах 9. Далее подъем поршня 23 с манометром 27 останавливают для записи КВД в полых штангах 9 во время притока флюида из нижнего пласта 3 в полость колонны полых штанг 9 под поршнем 23.

Одновременно производят исследования верхнего пласта 2 обычным способом, отслеживая динамику восстановления уровня жидкости 29 в межтрубном пространстве через канал 30 в устьевой арматуре скважины 1 с помощью эхолота (не показан), с последующей обработкой КВУ, либо исследование проводят путем спуска в межтрубное пространство через канал 30 глубинного манометра (не показан) с записью и последующей обработкой КВД.

После завершения исследований поршень 23 (поршень 23 с манометром 27) извлекают из колонны полых штанг 9 и установку запускают в работу до следующего исследования пластов 2 и 3. При необходимости проведения исследований пластов 2, 3 через непродолжительное время насосная установка может быть запущена в работу и без извлечения поршня 23 (поршня 23 с манометром 27). При этом поршень 23 может быть зафиксирован в лубрикаторе 20 либо на заданной глубине в полых штангах 9.

Предлагаемый способ обеспечивает существенное сокращение трудоемкости и упрощение эксплуатации скважин, в которых продуктивные пласты разобщены пакером и эксплуатируются одновременно раздельно, поскольку в отличие от аналогов при проведении периодических исследований не требуется каждый раз глушить скважину, поднимать и опускать колонну штанг вместе с насосом с привлечением бригады подземного ремонта и подъемника. Кроме того, повышается качество исследований, благодаря оперативному получению информации и возможности оперативного повторения замеров при необходимости.