СПОСОБ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИНЫ

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 колонне насосно-компрессорных труб 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.

Недостатком данного способа является малая депрессия на пласт и необходимость производства значительного числа циклов свабирования, что ведет к значительным трудозатратам.

Известен способ свабирования скважины (патент РФ №2181830, опубл. 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.

Недостатком данного способа является сложность технологии осуществления способа, связанная с наличием двух колонн труб и двух свабов.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ освоения пласта скважины свабированием, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб, изоляцию межтрубного пространства выше вскрытого пласта пакерным узлом, отбор жидкости по колонне насосно-компрессорных труб 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. В колонне насосно-компрессорных труб размещают сбивной клапан, отбор жидкости свабированием из подпакерной зоны и надпакерной зоны производят последовательно по одной колонне насосно-компрессорных труб, причем отбор жидкости из подпакерной зоны производят до получения стабильного притока продукции пласта со скоростью перемещения сваба по колонне насосно-компрессорных труб не более 2-3 м/с и далее после разрушения сбивного клапана производят свабирование из подпакерной и надпакерной зон, снятие пакерного узла и извлечение его с колонной насосно-компрессорных труб производят после снижения уровня жидкости в надпакерной зоне ниже гидростатического уровня пластового давления (Патент РФ №2436944, опубл. 20.12.2011 - прототип).

Недостатками способа являются опасность выброса из скважины пластовой продукции вследствие снижения уровня жидкости ниже гидростатического уровня пластового давления, а также засорение забоя скважины от поступающих из пласта вместе с пластовой продукцией загрязнений.

В предложенном изобретении решается задача исключения выброса из скважины пластовой продукции и снижение загрязненности забоя скважины.

Задача решается тем, что в способе освоения скважины, включающем размещение в скважине колонны труб с пакером и с клапаном, способным открываться в колонне труб, установку пакера, свабирование по колонне труб до появления притока пластовой продукции, открывание клапана, срыв пакера, подъем колонны труб и спуск подземного оборудования, согласно изобретению низ колонны труб размещают ниже интервала перфорации на 0,8-1,2 м, межтрубное пространство заполняют жидкостью глушения с плотностью и в объеме, достаточном для создания давления на забое, большего пластового давления, организуют мероприятия, исключающие переток пластовых флюидов из-под пакера в межтрубное пространство, а при свабировании появление притока определяют по замеру уровня жидкости в колонне труб свабом.

Сущность изобретения

При свабировании скважины добиваются притока пластовой продукции, однако при этом возникает опасность проявления высокого пластового давления, сопровождающаяся выбросом из скважины жидкости, загрязнением территории вокруг скважины и нередко пожаром на устье скважины. Кроме того, зачастую пластовая продукция содержит большое количество загрязнений в виде твердых взвешенных частиц, асфальтенов, смол и пр., откладывающихся в зумпфе и загрязняющих скважину. Существующие технические решения, посвященные свабированию скважины, не решают эти задачи. В предложенном изобретении решаются задачи исключения выброса из скважины пластовой продукции и снижения загрязненности забоя скважины. Задачи решаются следующим образом.

При освоении скважины проводят размещение в скважине колонны труб с пакером и с клапаном, способным открываться в колонне труб. Низ колонны труб размещают ниже интервала перфорации на 0,8-1,2 м. Пакер размещают над интервалом перфорации. Межтрубное пространство заполняют жидкостью глушения с плотностью и в объеме, достаточном для создания давления на забое, большего пластового давления. Производят установку пакера. Выполняют свабирование по колонне труб до появления притока пластовой продукции. Замеряют уровень жидкости в колонне свабом. При спуске сваба отмечают ослабление веса сваба при касании уровня жидкости. Сравнивают с предыдущим уровнем жидкости и по увеличению уровня жидкости делают заключение о появлении притока жидкости или при неизменном уровне делают заключение об отсутствии притока. При появлении притока открывают клапан. При этом организуют мероприятия, исключающие переток пластовых флюидов из-под пакера в межтрубное пространство. Срывают пакер. Поднимают колонну труб. Спускают подземное оборудование и запускают скважину в эксплуатацию.

Размещение низа колонны труб ниже интервала перфорации на 0,8-1,2 м способствует захвату при свабировании загрязнений, поступающих из интервала перфорации и оседающих вниз. Таким образом удается не допустить скопления загрязнений на забое скважины и в зумпфе.

Заполнение межтрубного пространства жидкостью глушения с плотностью и в объеме, достаточном для создания давления на забое, большего пластового давления, и соединение через клапан внутреннего объема колонны труб и межтрубного пространства позволяет создать в скважине противодавление на пласт, большее пластового давления, что исключает опасность выброса из скважины пластовой продукции.

Организация мероприятий, исключающих переток пластовых флюидов из-под пакера в межтрубное пространство при открытии клапана, способствует сохранению противодавления на пласт. Такими мероприятиями могут быть: создание давления в межтрубном пространстве, перекрытие задвижки на трубопроводе межтрубного пространства, заполнение межтрубного пространства жидкостью с заведомо большей плотностью, чем пластовая продукция, наличие обратного клапана, позволяющего перетекать жидкости из межтрубного пространства в колонну труб и исключающего обратный переток, и т.п.

В качестве клапана может быть использован как сбивной клапан в прототипе, так и любой другой сбивной клапан, а также любой другой клапан, открывающийся по команде с устья скважины, например клапан, срабатывающий от превышения давления в межтрубном пространстве, клапан, открывающийся при повороте колонны труб, и т.п.

В результате применения предложенного способа удается освоить скважину без опасения выброса пластовой продукции из скважины и удается не допустить загрязнения скважины.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Проводят освоение нефтедобывающей скважины, обсаженной эксплуатационной колонной диаметром 168 мм. В скважине размещают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм с пакером и со сбивным клапаном, способным открываться в колонне труб. Интервал перфорации продуктивного пласта расположен на глубинах от 1700 м. Низ колонны труб размещают ниже интервала перфорации на 1,0 м. Пакер размещают выше интервала перфорации на 10 м. Клапан размещают на 10 м выше пакера. Предположительно пластовое давление составляет 17 МПа. Для создания гарантированного противодавления межтрубное пространство заполняют жидкостью глушения с плотностью 1180 кг/м³ и в объеме межтрубного пространства. Этого достаточно для создания давления на забое, большего пластового давления. Производят установку пакера. Выполняют свабирование по колонне труб до появления притока пластовой продукции. Замеряют уровень жидкости в колонне свабом. Уровень жидкости находится на глубине 1100 м от устья скважины. Открывают клапан. При этом закрывают на устье межтрубную задвижку. Срывают пакер. Поднимают колонну труб. Спускают подземное оборудование и запускают скважину в эксплуатацию.

В результате удается освоить скважину без опасения выброса пластовой продукции из скважины и удается не допустить загрязнения скважины.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Выполняют размещение низа колонны труб ниже интервала перфорации на 0,8. В качестве мероприятий, исключающих переток пластовых флюидов из-под пакера в межтрубное пространство, используют создание давления в колонне труб порядка 6 МПа на устье скважины. В качестве клапана используют клапан, срабатывающий от превышения давления в колонне труб.

Пример 3. Выполняют, как пример 1. Выполняют размещение низа колонны труб ниже интервала перфорации на 1,2 м. В качестве мероприятий, исключающих переток пластовых флюидов из-под пакера в межтрубное пространство при открытии клапана, используют обратный клапан. В качестве клапана используют клапан, открывающийся при повороте колонны труб.

В результате удается освоить скважину без опасения выброса пластовой продукции из скважины и удается не допустить загрязнения скважины.

Применение предложенного способа позволит решить задачу исключения выброса из скважины пластовой продукции и снижение загрязненности забоя скважины.