Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗДЕЛЬНОГО ИССЛЕДОВАНИЯ ДВУХ ПЛАСТОВ ПРИ ИХ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОДНОЙ СКВАЖИНОЙ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к добыче, исследованию и регулировке добыче продукции из двух пластов одним погружным насосом.

Известен способ раздельного замера продукции при одновременно-раздельной эксплуатации скважины, оборудованной электроцентробежным насосом (патент RU № 2567249, МПК Е21В 47/10, Е21В 43/12, опубл. 10.11.2015 Бюл. № 31), включающий отбор продукции нижнего пласта через приемный патрубок, проходящий через пакер, разделяющий пласты, поступление ее в смеси с продукцией верхнего пласта из надпакерной зоны скважины в прием насоса, измерение общего дебита жидкости и ее обводненности на дневной поверхности, измерение давления на приеме и параметров работы насоса с помощью модуля телеметрической системы, установленного под погружным электродвигателем насоса, измерение давления на забое нижнего пласта с помощью глубинного манометра, соединенного кабелем с модулем телеметрической системы, перекрытие поступления продукции одного из пластов с помощью гидравлического пакера с передачей давления по трубке малого диаметра для проведения замеров параметров работы другого пласта, определение дебитов нефти и воды перекрываемого пласта путем вычитания из общих дебитов нефти и воды скважины дебитов работающего пласта, причем проведения замеров перекрытие пласта с меньшим дебитом нефти производят спуском груза в нижнюю часть колонны насосно-компрессорных труб, открывающего за счет собственного веса доступ жидкости высокого давления из колонны труб по трубке малого диаметра в гидравлический пакер, а после перекрытия пласта производят уменьшение оборотов погружного двигателя преобразователем частоты тока электропривода для поддержания давления на приеме насоса, равным давлению до перекрытия пласта, после чего производят замеры дебитов нефти и воды на дневной поверхности.

Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности работы только с электроприводной насосной установкой с частотно-регулируемым приводом (ЧРП) и сложность реализации из-за необходимости спускоподъёмных операций груза для открытия бокового отверстия, при этом имеются большие временные непроизводственные затраты, связанные с необходимостью прекращения добычи продукции при замерах.

Наиболее близким по технической сущности является способ добычи нефти из многопластовых скважин погружной электроприводной насосной установкой (патент RU № 2686796, МПК Е21В 43/14, Е21В 43/12, опубл. 30.04.2019 Бюл. № 13), включающий чередование кратковременного откачивания и накопления нефти в скважине с регулированием производительности электроприводного насоса в соответствии с дебитом скважины и давления путем изменения частоты вращения электропривода насоса до КПД не менее 0,9 для заданной частоты вращения, причем кратковременное откачивание нефти ведут из одного и более нефтеносных горизонтов одновременно с накапливанием ее на других горизонтах многопластовой скважины, разобщенных пакерами, чередованием нефтеносных горизонтов периодическим переключением открытия их на закрытие и наоборот электроприводными затворами по мере накапливания нефти в скважине при непрерывной работе частотно-регулируемого электроприводного насоса с регулированием производительности в соответствии с дебитом нефтеносных горизонтов и давлением в скважине, определяемых датчиками контрольно-измерительных приборов, при этом продолжительность откачивания накопленной нефти из одних горизонтов интегрируют с длительностью накапливания нефти на других нефтеносных горизонтах, составляющей не более 0,95 продолжительности кратковременного откачивания, до давления, определяющего объем накопленной нефти, превышающий минимальный уровень заполнения колонны лифтовых труб.

Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности работы только с электроприводной насосной установкой с частотно-регулируемым приводом (ЧРП) и сложность реализации из-за переключения на открытие одного пласта и закрытие остальных электроприводными затворами с регулированием производительности насосной установки в соответствии с дебитом нефтеносных горизонтов, при этом имеются большие временные непроизводственные затраты, связанные с необходимостью прекращения добычи продукции при переключениях между пластами, и снижение ресурса насосной установки (при перепаде продуктивности в 2 раза, что встречается очень часто между пластами, с сохранением коэффициента полезного действия (КПД) насосной установки не ниже 0,9, межремонтный период снижается более чем в 2 раза).

Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа раздельного исследования двух пластов при их одновременно-раздельной эксплуатации скважины одной скважиной, позволяющего расширить функциональные возможности и упростить реализацию за счет использования любых погружных насосов без регулировки производительности и без отключения добычи при исследовании верхнего пласта.

Техническая задача решается способом раздельного исследования двух пластов при их одновременно-раздельной эксплуатации скважины одной скважиной, включающим разобщение пластов пакером, отбор продукции из более нефтеносного пласта погружным насосом по колонне лифтовых труб с контролем давления на входе насоса и кратковременный периодический отбор продукции из другого пласта по мере накапливания жидкости, причем отбор продукции пластов ведут с раздельным контролем обводненности их продукции.

Новым является то, что выбирают скважины, где более нефтеносный пласт – нижний, после установки пакера и спуска насоса на лифтовых трубах в затрубное пространство лифтовых труб спускают трубку с последующей герметизацией устья скважины устьевой арматурой, нижний конец трубки размещают между верхним пластом и пакером, отбор продукции из верхнего пласта ведут нагнетанием с устья воздуха в затрубное пространство лифтовых труб до выхода воздуха на устье из трубки, а мерой накапливания нефти верхнего пласта принимают восстановление уровня жидкости в затрубном пространстве лифтовых труб после отбора, причем производительность верхнего пласта определяют по кривой восстановления уровня жидкости.

Новым является также то, что что трубку соединяют с устьевой арматурой съемным соединением.

На фиг. 1 изображена схема призабойной зоны скважины с трубкой.

На фиг. 2 изображена схема призабойной зоны скважины с прибором.

Конструктивные элементы, уплотнения, технологические соединения, задвижки, не влияющие на реализацию способа, ан чертежах (фиг. 1 и 2) не показаны или показаны условно.

Способ раздельного исследования двух пластов 1 (фиг. 1 и 2) и 2 при их одновременно-раздельной эксплуатации скважины 3 одной скважиной погружным насосом 4 (штанговым глубинным насосом – ШГН, электроцентробежным насосом – ЭЦН, героторным насосом – ГРН или т.п., то есть любой насос с необходимой производительностью), включающий разобщение пластов 1 и 2 пакером 5, отбор продукции из более нефтеносного нижнего пласта 1 погружным насосом 4 по колонне лифтовых труб 6 с контролем давления датчиком (не показан – автор на конструкцию и крепление датчика не претендует) на входе насоса 4 и кратковременный периодический отбор продукции из другого – верхнего пласта 2 по мере накапливания жидкости (нефть, вода). Обор продукции пластов 1 и 2 ведут с раздельным контролем обводненности их продукции при помощи отбора проб и анализа продукции каждого из пластов 1 или 2. После установки пакера 5 и спуска насоса 4 на лифтовых трубах 6 в их затрубное пространство 7 (фиг. 1) спускают трубку 8 с последующей герметизацией устья скважины устьевой арматурой (не показана – на контракцию ее автор не претендует). Нижний конец 9 трубки 8 размещают между верхним пластом 2 и пакером. Отбор продукции из верхнего пласта 2 ведут нагнетанием с устья воздуха компрессором (не показан) в затрубье 7 лифтовых труб 6 до выхода воздуха на устье скважины 3 из трубки 8. Мерой накапливания нефти верхнего пласта 2 принимают восстановление (прекращение роста) уровня жидкости 10 в затрубье 7 лифтовых труб 6 после отбора продукции нагнетанием воздуха. Контроль уровня жидкости 10 может вестись с устья эхолотом, лазерным дальномером (не показаны) или т.п. – автор на это не претендует. Производительность верхнего пласта 2 определяют по кривой восстановления уровня 10 жидкости (продукции пласта) – КВУ. Для более детального контроля за состоянием оборудования (насос 4, пакер 5 и т.п.), стенок скважины 3 выше пакера 5 и/или содержанием продукции верхнего пласта 2 трубку 8 соединяют с устьевой арматурой съемным соединением с возможностью замены на скважинный прибор 11 (фиг. 2) с соответствующими датчиками (не показаны), спускаемый в скважину 3 на геофизическом кабеле 12, а для замены трубки 8 или прибора 11 (фиг. 2) на соответственно другие, или во время простоя для накопления нефти – герметичной пробкой (не показана), перекрывающей сообщение с затрубьем 7 скважины 3.

Пример конкретного выполнения.

Скважиной 7385 НГДУ "Ямашнефть" на месторождении Республики Татарстан (РТ) вскрыли два пласта: нижний 1 (фиг. 1 и 2) – Девонский горизонт и верхний 2 – Бурегский горизонт. Производительность (дебит) верхнего пласта 2 составила менее 1 м³/сут, что сделало не рентабельным использованию для него любых погружных насосов из-за их длительного его простоя для накопления продукции (нефти) этого пласта 2 в скважине 3. В скважину 3 был спущен проходной пакер 5, разделивший пласты 1 и 2. После чего на колонне лифтовых труб 6 в скважину спустили погружной насос 4 (вставной ШГН – ВШГН) до его фиксации и герметичного взаимодействия с пакером 5. Лифтовые трубы 6 закрепили на план-шайбе (не показана) на устье скважины 3 и установили устьевую арматуру с боковым каналом параллельным основному каналу (не показан), с которым сообщены лифтовые трубы 6 (см. патенты RU №№ 2608096, 2483211, ПМ 134575 или т.п.). В боковой канал устьевой арматуры спустили трубку 8 (фиг. 1) – непрерывную гибкую трубу с ø 28 мм, нижний конец 9 которой расположили ниже подошвы пласта 2, чтобы гарантировано быть ниже уровня 10 пластового давления верхнего пласта 2. Верхний край (не показан) трубки 8 герметично зафиксировали (на соединение автор не претендует) в боковом канале устьевой арматуры и соединили с нефтепроводом (не показан). Затрубье 7 скважины 3 сообщили через воздушную задвижку (не показана) с воздушным компрессором. Штанги (не показаны) насоса 4 через полированный шток (не показан) соединили с устьевым приводом, под действием которого насосом 4 стали отбирать продукцию нижнего пласта 1 по лифтовым трубам 6 и далее через устьевую арматуру в нефтепровод. Воздушным компрессором в затрубье 7 нагнетали воздух, выдавливая продукцию верхнего пласта 2 через трубку 8 и устьевую арматуру в нефтепровод, снижая уровень 10 жидкости в затрубье 7, до прорыва воздуха через нижний край 9 в трубку 8, что фиксировали бульканьем и повышенным шумом на устье скважины 3, после чего закачку воздуха прекратили. Уровень жидкости 10 контролировали при помощи устьевого эхолота (см. патент RU № 2282718 или т.п.), при этом строя КВУ. При помощи КВУ определяют (см., например, https://poznayka.org/s89273t1.html) дебит верхнего пласта 1. Каждый раз после восстановления уровня 10 отбор продукции верхнего пласта 2 из затрубья 7 при помощи воздушного компрессора через трубку 8 повторяют с последующим контролем уровня 10 без остановки работы погружного насоса 4, отбирающего продукцию нижнего пласта 1.

После длительной эксплуатации (6 мес. и более) верхний край трубки 8 отсоединили от нефтепровода и устьевой арматуры, после чего трубку извлекли из бокового канала. В боковой канал устьевой арматуры спустили скважинный прибор 11 на геофизическом кабеле 12 (фиг. 2) до пакера 5. Данные (показания) с датчиков прибора 11 по геофизическому кабелю передавали на поверхность для фиксации, хранения и анализа. Для более детального контроля за состоянием оборудования (насос 4, пакер 5 и т.п.), стенок скважины 3 в качестве датчиков прибора 11 могут использоваться магнитные инклинометры, ультразвуковые передатчики и приемники или т.п. (автор на это не претендует). Для анализа за состоянием продукции верхнего пласта 1 в качестве датчиков прибора 11 могут использоваться плотномеры, пробоотборники или т.п. (автор на это не претендует). При необходимости замены, ремонта или технического обслуживания скважинного прибора 11 или трубка 8 (фиг. 1) после их извлечения боковой канал устьевой арматуры перекрывали на время герметичной глухой пробкой соответствующего диаметра. Периодически на устье скважины 3 из лифтовой колонны 6 или из трубки 8 отбирают пробы для анализа обводнённой продукции соответствующих пластов 1 или 2.

При реализации способа не требовалось использования никакого сложного в производстве и использовании скважинного оборудования.

Предлагаемый способ раздельного исследования двух пластов при их одновременно-раздельной эксплуатации скважины одной скважиной позволяет расширить функциональные возможности и упростить реализацию за счет использования любых погружных насосов без регулировки производительности и без отключения добычи при исследовании верхнего пласта.