Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПЛАСТОВ НА ДЕПРЕССИИ СО СПУСКОМ ПЕРФОРАТОРА ПОД ГЛУБИННЫЙ НАСОС И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ (ВАРИАНТЫ)

Область техники

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при вторичном вскрытии продуктивных пластов кумулятивными перфораторами в вертикальных и наклонно-направленных скважинах, эксплуатируемых с помощью электроцентробежных и штанговых насосов, а также фонтанным способом.

Уровень техники

Известна комплексная технология работы с продуктивной частью пласта, включающая первичное вскрытие пласта бурением, спуск и цементирование обсадной колонны, ее перфорацию на депрессии спускаемым на насосно-компрессорных трубах (НКТ) перфоратором с находящимся над ним пакером. Выше пакера, после его установки, закачивается блокирующий гидроэмульсионный раствор (БГЭР), которым заполняется призабойная зона для блокирования коллектора перед спуском глубинно-насосного оборудования (ГНО). Кроме того, на этапах бурения и цементирования скважин применяются специальные устройства, предохраняющие пласт от глубокой кольматации и способствующие повышению качества цементирования. Депрессия на пласт создается посредством спуска перфоратора на герметичных, не заполненных жидкостью трубах. После перфорации через указанную компоновку производится освоение скважины с помощью свабирования, подъем компоновки, спуск ГНО и запуск скважины в работу [1].

Недостатком данной технологии является ее многоэтапность на стадии освоения - спуск перфоратора на герметичных НКТ, установка пакера, закачка блокирующего состава, перфорация на депрессии. После освоения свабированием производится срыв пакера для заполнения интервала пласта блокирующим составом, замена пластового флюида в стволе скважины (углеводорода или его смеси) на жидкость глушения, подъем насосно-компрессорных труб с перфоратором, спуск ГНО и вывод скважины на режим. Все перечисленные технологические операции требуют значительных временных затрат и не гарантируют сохранения фильтрационно емкостных свойств продуктивных пластов из-за сложности подбора блокирующей жидкости для различных типов и составов коллекторов. К тому же плотность блокирующей жидкости для заполнения призабойной зоны должна превышать плотность находящегося там флюида. Заполнения не произойдет при нахождении в интервале пластовой воды или жидкости глушения с плотностью, превышающей плотность БГЭР. Кроме того, операции по подъему насосно-компрессорных труб и спуску насоса выполняются на репрессии, что обеспечивается посредством закачки в скважину жидкости глушения повышенной плотности, которая должна быть больше плотности флюида и может превышать платность блокирующей жидкости. Это также приведет к замещению ее жидкостью глушения и, как следствие, к ухудшению фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта.

Известно устройство для перфорации скважин под депрессией в составе колонны насосно-компрессорных труб, циркуляционного клапана, пакера, фильтра и перфоратора. Для проведения инициирования перфоратора и бародинамической обработки пласта устройство снабжено кабельной секцией с электроконтактным наконечником, забойным пульсатором давления, и клапаном, при этом устройство имеет дистанционные измерительные приборы для контроля перфорации, бародинамической обработки и испытания пласта [2].

Основным недостатком применения указанного устройства является необходимость выполнения операций по глушению для извлечения его из скважины, что, как правило, приводит к ухудшению коллекторских свойств призабойной зоны вскрытого перфорацией пласта. Кроме того, для повторного освоения и запуска скважины в работу требуются дополнительные затраты времени на спуск глубинно-насосного оборудования.

Наиболее близким к изобретению является метод, используемый компанией Schlumberger (США), предусматривающий установку или подвешивание перфоратора в заданном интервале на специальном анкерном устройстве, устанавливаемом на бурильных трубах посредством закачки в них жидкости при определенном давлении. После подъема труб, в ствол скважины опускается оборудование для извлечения флюида, создается депрессия и производится вторичное вскрытие пласта, после чего сборка перфораторов сбрасывается на забой (в зумпф). Инициирование срабатывания перфоратора производится под управлением таймера или подачей импульсов давления от качающего агрегата в затрубное пространство. Для обеспечения работы таймера и инициирующего механизма используются аккумуляторные батареи [3], [4].

Недостатками указанного решения, как в части способа, так и в части устройства является отсутствие возможности инициирования детонации перфоратора в режиме реального времени независимо от ресурса источника питания, то есть в момент времени, когда скважина подготовлена к перфорации по всему технологическому циклу [4]. Известное решение не позволяет его использовать в скважинах с зенитными углами 60 и более градусов и при отсутствии в скважинах зумпфа необходимой длины, который зачастую нельзя обеспечить по геологическим причинам. Выполнение перфорации по данному способу требует дополнительных затрат времени и технических средств на проведение технологических операций, предшествующих детонации (установка анкерного устройства и его позиционирование, создание дополнительного давления). К одному из основных недостатков следует отнести также отсутствие линии связи с поверхностью, что не позволяет устанавливать измерительные дистанционные приборы для оперативной оценки величины депрессии, гидродинамических параметров пласта и контроля его работы в процессе эксплуатации скважины. Требуются также дополнительные затраты времени на извлечение перфораторов из зумпфа.

Раскрытие изобретения

Задачей создания группы изобретений является упрощение процесса и повышение качества вторичного вскрытия продуктивных пластов.

Предлагаемой группой изобретений решаются задачи вторичного вскрытия под депрессией вертикальных и наклонно направленных скважин по технологии, исключающей ухудшение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов за счет отсутствия операций повторного глушения скважин и сокращающей затраты времени при их освоении, а также позволяющей получить оптимальное количество информации о работе нефтяного пласта и состоянии участков ствола скважины на протяжении всего межремонтного периода.

Поставленная задача решается с помощью признаков, указанных в 1-м пункте формулы изобретения, общих с прототипом таких как способ вторичного вскрытия пластов под депрессией со спуском перфоратора под глубинный насос, включающий предварительное размещение в интервале продуктивного пласта кумулятивного перфоратора, спуск в скважину на насосно-компрессорных трубах (НКТ) установки электроцентробежного насоса (УЭЦН), создание депрессии на пласт и отстрел перфоратора, и отличительных существенных признаков, таких как кумулятивный перфоратор с расположенным над ним геофизическим прибором с датчиками давления, температуры, состава флюида, блоком гамма-каротажа и локатора муфт опускают на геофизическом кабеле в интервал вторичного вскрытия, а при спуске УЭЦН на насосно-компрессорные трубы устанавливают защитные центраторы и размещают в них кабель-токопровод и геофизический кабель с возможностью его движения для осуществления привязки к геологическому разрезу кумулятивного перфоратора посредством перемещения по стволу скважины перфоратора и прибора, с помощью которого также контролируют значение, создаваемой глубинным насосом, депрессии, а также производят дистанционное измерение забойного давления, температуры и состава флюида, при периодической регистрации которых в функции глубины дополнительно выполняют диагностику технического состояния участка обсадной колонны, расположенной ниже установки электроцентробежного насоса на протяжении всего межремонтного периода, по истечении которого оборудование, подвешенное на НКТ и на кабеле, извлекается из ствола скважины.

Согласно п. 2 формулы изобретения выполнение позиционирования кумулятивного перфоратора и вторичное вскрытие пласта выполняются отдельными спусками соответствующего оборудования, а привязку кумулятивного перфоратора к геологическому разрезу для случаев неподвижного спуска перфоратора проводят на геофизическом кабеле отдельным спуском внутрь НКТ на глубину расположения привязочного патрубка геофизического прибора, или предварительным его спуском в интервал перфорации на подвижном геофизическом или волоконно-оптическом грузонесущем кабеле с токоведущей жилой, при этом после вторичного вскрытия продуктивного пласта кабель используют как распределенный датчик температуры для проведения мониторинга работы скважины в интервале забой-устье, а также диагностики работы глубинно-насосного оборудования.

Поставленная задача решается с помощью признаков указанных в п. 3 формулы изобретения, характеризующий устройство для вторичного вскрытия пластов под депрессией со спуском перфоратора под глубинный насос (вариант 1), содержащее признаки общие с прототипом, такие как предварительно размещенный в интервале продуктивного пласта кумулятивный перфоратор и установку электроцентробежного насоса, и отличительные существенные признаки, такие как на насосно-компрессорных трубах закреплены центраторы, в которых соответственно с возможностью движения и неподвижно расположены геофизический кабель с подвешенными на нем перфоратором и геофизическим прибором и кабель-токопровод, а на устье скважины кабели пропущены через сальниковые вводы узла герметизации, кабель-токопровод подключен к станции управления установки электроцентробежного насоса, геофизический кабель, через устьевой ролик, намотан на барабан лебедки каротажной станции, при этом после выполнения литологической привязки и инициирования перфоратора геофизический прибор остается в скважине на весь межремонтный период для мониторинга работы скважины.

В устройстве по 1-му варианту кумулятивный перфоратор располагается в интервале вторичного вскрытия на подвижном геофизическом кабеле, а его литологическая привязка производится отдельным спуском в интервал перфорации геофизического прибора, притом использование для этих целей волоконно-оптического грузонесущего кабеля с токоведущей жилой обеспечивает возможность мониторинга работы скважины распределенным датчиком термометрии.

Поставленная задача решается с помощью признаков, характеризующих устройство для вторичного вскрытия пластов под депрессией со спуском перфоратора под глубинный насос (вариант 2), содержащее признаки общие с прототипом, такие как предварительно размещенный в интервале продуктивного пласта кумулятивный перфоратор и установку электроцентробежного насоса, и отличительных существенных признаков, таких как на насосно-компрессорных трубах закреплены центраторы, в которых неподвижно расположены геофизический или волоконно-оптический грузонесущий кабель с подвешенным на нем в заданном интервале перфоратором и кабель-токопровод, которые пропущены через сальниковые вводы узла герметизации, кабель-токопровод подключен к станции управления установки электроцентробежного насоса, геофизический кабель, через устьевой ролик, намотан на барабан лебедки каротажной станции, причем компоновка насосно-компрессорных труб содержит привязочный репер для литологической привязки перфоратора, которую производят отдельным спуском геофизического прибора, а для позиционирования перфоратора с помощью НКТ применяют подгоночные патрубки различной длины, при этом после выполнения литологической привязки и инициирования перфоратора он остается в скважине на весь межремонтный период, а в случаях использования волоконно-оптического грузонесущего кабеля производят мониторинг работы скважины.

Вышеперечисленная совокупность существенных признаков как в способе, так и в двух вышеприведенных вариантах устройств для осуществления способа позволяет получить следующий технический результат - достижение высокого качества вторичного вскрытия продуктивных пластов за короткое время посредством создания контролируемой прибором депрессии, величину которой можно менять при помощи глубинно-насосного оборудования скважины, а также исключением операций по ее повторному глушению после перфорации для спуска названного оборудования. Результатом является также оперативная оценка гидродинамических параметров пласта после вскрытия и дистанционный контроль его работы в процессе эксплуатации скважины.

Возможны следующие варианты практической реализации способа.

Способ реализуется в составе подвешенного на геофизическом кабеле в интервале пласта кумулятивного перфоратора и расположенного над ним геофизического прибора, а также спущенного на насосно-компрессорных трубах глубинно-насосного оборудования, закрепленных на наружной поверхности НКТ, специальных центраторов, сальниковых вводов устройства герметизации устья скважины и устьевого спускоподъемного ролика. Позиционирование перфоратора производится посредством его литологической привязки при помощи геофизического прибора, а создаваемая глубинным насосом, величина проектной депрессии определяется по показаниям датчика давления прибора, который также обеспечивает проведение дистанционного контроля текущей депрессии и работы пласта на протяжении всего межремонтного периода.

Способ может быть реализован с помощью подвешенного в интервале пласта на геофизическом кабеле, по изложенной выше схеме, кумулятивного перфоратора без размещения над ним геофизического прибора. Литологическая привязка перфоратора по глубине производится отдельным спуском прибора на кабеле, на котором после выполнения привязки, нанесения привязочных меток и извлечения прибора из скважины выполняется спуск перфоратора в скважину и его позиционирование по нанесенным меткам. Создание с помощью насоса значений депрессии контролируется по данным датчика давления телеметрической системы (ТМС) УЭЦН или отбивкой уровней жидкости в межтрубном пространстве.

Другой вариант практической реализации способа отличается от изложенных выше техническими особенностями выполнения операций по спуску и позиционированию перфоратора в интервале продуктивного пласта. В качестве привязочного репера в колонну НКТ, в непосредственной близости к УЭЦН, устанавливается короткий патрубок. Спуск перфоратора производится одновременно с промером нижней части геофизического кабеля, которая будет располагаться межу местами его крепления в нижнем центраторе и в кабельном наконечнике перфоратора и определяется разностью между глубинами кровли продуктивного пласта и спуска насосной установки. После синхронного спуска на проектные глубины перфоратора и УЭЦН с промером длины компоновки насосно-компрессорных труб внутрь их спускается геофизический прибор и производится литологическая привязка положения перфоратора по реперному патрубку. Позиционирование перфоратора выполняется посредством увеличения или уменьшения длины компоновки подвески НКТ с помощью подгоночных патрубков различной длины. После подъема прибора и герметизации устья с помощью насоса создается плановая депрессия, величина которой контролируется по датчикам ТМС или отбивкой уровней и производится отстрел перфоратора.

Применение спускоподъемного ролика совместно с оборудованием каротажной станции обеспечивает предварительный спуск на геофизическом кабеле кумулятивного перфоратора с расположенным над ним геофизическим прибором в интервал перфорации и позиционирование перфоратора в заданном интервале посредством литологической его привязки прибором после доставки на насосно-компрессорных трубах на проектную глубину электроцентробежного насоса. Определение значений, создаваемой при помощи насоса, депрессии, как и оценка гидродинамических параметров пласта и контроль его работы в межремонтный период обеспечивается при помощи комплекта датчиков геофизического прибора (давление, температура, блок гамма-каротажа, локатор муфт, датчик состава).

Герметичный ввод кабелей внутрь скважины обеспечивает узел герметизации устья скважины, в составе которого имеются сальниковые устройства для уплотнения геофизического кабеля и кабеля электропитания двигателя УЭЦН.

Группа изобретений иллюстрируется следующими чертежами.

На фигуре 1 представлена схема расположения в скважине кумулятивного перфоратора с геофизическим прибором и глубинно-насосного оборудования.

На фигуре 2 представлена схема расположения в скважине кумулятивного перфоратора и глубинно-насосного оборудования с включенным в его компоновку привязочным репером.

Устройство (вариант 1) для осуществления способа вторичного вскрытия пластов под депрессией со спуском перфоратора под глубинный насос располагается в скважине с обсадной колонной 1, в которую устанавливается колонна НКТ 2 с размещенной на ее нижней трубе установкой электроцентробежного насоса в составе компенсатора 3, погружных электродвигателя 4 и насоса 6, гидрозащиты 5 (фиг.1). Кабель-токопровод 7, предназначенный для передачи электрического напряжения на УЭЦН от станции управления 8 и геофизический кабель 9, на котором подвешиваются кумулятивный перфоратор 10 и геофизический прибор 11, размещаются внутри скважины при помощи системы центраторов 12, притом, геофизический кабель можно оставлять подвижным или фиксировать устройством крепления кабеля 13. Узел герметизации устья скважины 14 в составе сальниковых вводов 15 и 16, предназначенных для уплотнения, соответственно, геофизического кабеля 9 и кабеля-токопровода 7 располагается на устьевой фонтанной арматуре. На ее основании закреплен также устьевой ролик 17, через который при помощи спускоподъемного оборудования каротажной станции 18 производится спуск геофизического кабеля в скважину, в том числе для литологической привязки с использованием привязочного репера 19. Инициирование срабатывания перфоратора производится передачей по кабелю соответствующего импульса от пульта инициирования 20, который располагается в каротажной (перфораторной) станции 18.

Устройство работает следующим образом.

Снаряженный кумулятивный перфоратор 10 и расположенный над ним геофизический прибор повышенной прочности (например, «Прицел») 11 спускают на геофизическом кабеле 9 в интервал перфорации при помощи спускоподъемного оборудования каротажной станции 18 и устьевого ролика 17 (фиг.1). После этого на насосно-компрессорных трубах 2 производят спуск установки электроцентробежного насоса, состоящей из компенсатора 3, погружных электродвигателя 4 и насоса 6, гидрозащиты 5 с одновременной установкой на трубы центраторов 12 и размещением в них геофизического кабеля 9 и кабеля-токопровода 7. Устанавливают на фонтанной арматуре узел герметизации устья скважины 14, предварительно пропустив геофизический кабель 9 и кабель-токопровод 7 через сальниковые вводы 15 и 16. При помощи станции управления 8 запускают в работу погружной насос 6 и за счет снижения уровня создают проектную депрессию, значения которой контролируются по показаниям датчиков геофизического прибора 11. Перемещением геофизического прибора 11 с кумулятивным перфоратором 10 уточняют его литологическую привязку, и при помощи пульта инициирования перфоратора 20, находящегося в каротажной станции 18, производят отстрел. После проведения необходимых исследований с помощью прибора 11, его с корпусом перфоратора располагают вне интервала перфорации, геофизический кабель 9 фиксируют на сальниковом вводе 15 и его наземную часть сматывают с барабана лебедки и размещают на устье скважины. При необходимости контроля забойного и пластового давлений, текущей депрессии, подключают к кабелю наземную аппаратуру каротажной станции 18 и проводят измерения давления и температуры геофизическим прибором 11. Для определения параметров флюида и диагностики технического состояния участка эксплуатационной колонны 1, расположенного ниже приема насоса в процессе эксплуатации, устанавливают устьевой ролик 17, наматывают запас геофизического кабеля 9 на барабан лебедки каротажной станции 18 и проводят измерения геофизическим прибором 11 в функции глубины.

Схема расположения оборудования в скважине при работе устройства в случаях выполнения литологической привязки отдельным спуском практически соответствует схеме, представленной на фиг.1. Отличием является отсутствие геофизического прибора 11, который дополнительно, при помощи спускоподъемного оборудования каротажной станции 18 и устьевого ролика 17, спускают в интервал перфорации на геофизическом кабеле 9 и производят его привязку к геологическому разрезу. После наносят привязочные метки на участках геофизического кабеля 9, находящихся возле лебедки каротажной станции 18 и ротора буровой установки. Геофизический прибор 11 извлекают из скважины, заменяют его кумулятивным перфоратором 10 и размещают его в интервале продуктивного пласта. Далее, в последовательности, изложенной выше при описании работы устройства, в состав которого входят перфоратор 10 с расположенным над ним геофизическим прибором 11, производят спуск УЭЦН, установку на трубы центраторов 12, размещение в них геофизического кабеля 9 и кабеля-токопровода 7. Устанавливают узел герметизации устья скважины 14, герметизируют с помощью сальниковых вводов 15 и 16 геофизический кабель 9 и кабель-токопровод 7, погружным насосом 6 снижают уровень до создания проектной депрессии, величина которой контролируется по данным датчика давления ТМС или измерением уровней в межтрубном пространстве. Выполняют контроль позиционирования кумулятивного перфоратора 10 по меткам, и при помощи пульта инициирования перфоратора 20 производят отстрел. На сальниковом вводе 15 фиксируют геофизический кабель 9, его наземную часть сматывают с барабана лебедки каротажной станции 18 и размещают на устье скважины.

Третий вариант работы устройства иллюстрируется на фиг.2 и реализуется следующим образом.

Размещение в скважине кумулятивного перфоратора 10 на геофизическом кабеле 9 выполняется в два этапа. На первом этапе нижняя часть кабеля 9, с закрепленным на нем перфоратором 10, длина которой определяется как разность между отметкой кровли продуктивного пласта и глубиной спуска устройства крепления кабеля 13, опускается в скважину одновременно с промером его длины. Дальнейший совместный спуск кумулятивного перфоратора 10 на геофизическом кабеле 9, зафиксированном устройством крепления кабеля 13 и УЭЦН на насосно-компрессорных трубах 2, выполняется с установкой на них центраторов 12, в которых размещается геофизический кабель 9 и кабель-токопровод 7. Принципиальным отличием данного варианта, от уже рассмотренных выше схем, является особенность выполнения позиционирования перфоратора 10 в интервале продуктивного пласта с помощью привязочного репера 19, установленного над погружным насосом 6 в колонне НКТ 2. Цитологическая привязка положения перфоратора 10 по привязочному реперу 19 производится посредством спуска геофизического прибора, внутрь насосно-компрессорных труб 2 известной длины, а позиционирование перфоратора выполняется изменением длины подвески НКТ 2 с помощью подгоночных патрубков различной длины. После завершения позиционирования и установки узла герметизации устья скважины 14, герметизации геофизического кабеля 9 и кабеля-токопровода 7, насосом создается плановая депрессия, величина которой контролируется по датчикам ТМС или отбивкой уровней и при помощи пульта инициирования перфоратора 20 производят отстрел. На сальниковом вводе 15 фиксируют геофизический кабель 9, его наземную часть сматывают с барабана лебедки каротажной станции 18 и размещают на устье скважины.

Данное описание рассматривается как материал, иллюстрирующий изобретение, сущность которого и объем патентных притязаний определены в нижеследующей формуле изобретения, совокупностью существенных признаков и их эквивалентами.

Источники информации

1. Патент РФ №2172818, МПК Е21В 43/11 опубл. 27.08.2001 г.

2. Патент РФ №2169833, МПК Е21В 43/114 опубл. 27.06.2001 г.

3. Игорь Потапьев, Francois Lallemant, Albert Rusly, SPE; Djati Wangsa Zen, SPE; Albertus Retnanto, SPE; Mohamed Kermoud, SPE; Hera Danardatu, SPE; Murdiyono. «Исследование вариантов: Максимизация продуктивности при перфорации в условиях сильного превышения пластового давления над гидростатическим давлением в скважине», SPE 72134, материалы конференции SPE Asia Pacific Improved Oil Recovery. Куала-Лумпуре, Малайзия, 8-9 октября 2001 г. - прототип.

4. Ляпунова В., Комолафе О., Варгас Е. (Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.), «Опыт использования направленной перфорации на Лунском месторождении», SPE 160762, материалы конференции SPE Russian Oil&Gas Exploration & Production Technical Conference and Exhibition held in Moscow, Russia, 16-18 October 2012.