Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОСВОЕНИЯ ПЛАСТА СКВАЖИНЫ СВАБИРОВАНИЕМ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

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.