Способ одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов одной скважины по эксплуатационной колонне
METHOD FOR SIMULTANEOUS SEPARATE PRODUCTION OF OIL FROM TWO FORMATIONS OF ONE WELL BY PRODUCTION STRING

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к способам одновременно-раздельной добычи нефти из многопластовой скважины по эксплуатационной колонне, исключающим перетоки нефти между неоднородными пластами в скважине, что обеспечивает исключение влияния на забойные и пластовые характеристики каждого продуктивного пласта и может использоваться как в малодебитных, так и высокодебитных скважинах.
Известен способ беструбной эксплуатации глубинных поршневых насосов, включающий сборку глубинно-насосной установки, содержащей штанговый насос, состоящий из цилиндра, приемного клапана, плунжера с нагнетательным клапаном, присоединенный к колонне насосных штанг с центраторами, пакер, полый хвостовик и упор, спуск компоновки в скважину, монтаж устьевого оборудования, отбор продукции скважины (патент RU № 2159358, опубл. 20.11.2000). Насосные штанги с центраторами, размещены ниже насосно-компрессорных труб, хвостовик установлен с упором на забой скважины, приемный фильтр смонтирован на хвостовике.
К недостаткам способа относится то, что добыча нефти частично идет по колонне насосно-компрессорных труб, что приводит к повышению гидравлического сопротивления движению, увеличивает металлоемкость скважинного оборудования. Известный способ не обеспечивает раздельную добычу нефти из продуктивных пластов многопластовой скважины, что может привести к смешению продукции и отрицательно воздействовать на забойные и пластовые характеристики продуктивных пластов, а также недостаточно эффективен из-за низкой устойчивости компоновки в скважине в процессе работы штанговых насосов.
Известен способ добычи продукции скважины по эксплуатационной колонне, включающий сборку глубинно-насосной установки, содержащей штанговый насос, состоящий из цилиндра, приемного клапана, плунжера с нагнетательным клапаном, присоединенный к колонне насосных штанг с центраторами, пакер, выполненный в виде самоуплотняющихся манжет, полый хвостовик и упор, спуск компоновки в скважину, монтаж устьевого оборудования, отбор продукции скважины (RU № 2361115, опубл. 10.07.2009). Под приемным клапаном расположено перепускное устройство. Полый хвостовик состоит из верхней и нижней частей. На нижней части хвостовика расположен пакер и упор. Ниже пакера и выше упора хвостовик снабжен боковыми отверстиями. На хвостовике расположено дополнительное перепускное устройство, выполненное в виде цилиндра, соединенного с нижней частью хвостовика, с боковыми каналами, сообщающимися с внутренней полостью хвостовика, и полого поршня, соединенного с верхней частью хвостовика. Полый поршень выполнен с возможностью ограниченного осевого перемещения вниз относительно цилиндра. Ограниченность осевого перемещения полого плунжера может быть достигнута сужениями, выполненными на концах цилиндра. Герметичность перекрытия сообщения между боковыми каналами и внутренней полостью хвостовика может быть достигнута несколькими вариантами выполнения, например перекрытием боковых каналов цилиндра наружной цилиндрической поверхностью полого поршня либо взаимодействием нижнего конца полого поршня с нижним сужением цилиндра с применением уплотнительных материалов (не показано). Глубинно-насосную установку собирают на месте эксплуатации и на колонне насосных штанг, спускают в скважину. При спуске оборудования цилиндр, соединенный с нижней частью хвостовика, под действием силы тяжести висит на полом поршне, соединенным с верхней частью хвостовика, при этом полый поршень взаимодействует с сужением цилиндра. В конце спуска оборудования нижняя часть хвостовика через упор устанавливается на забое скважины. Полый поршень, соединенный с верхней частью хвостовика, продолжает перемещение относительно цилиндра, установленного на нижней части хвостовика, и упирается в сужение цилиндра. В таком положении полого поршня относительно цилиндра герметично перекрывается сообщение между боковыми каналами цилиндра и внутренней полостью хвостовика. При этом полость скважины, расположенная над пакером, надежно разобщается с полостью скважины, расположенной под пакером.
Недостатки способа:
- низкая надежность использования способа в малодебитных скважинах, так как высокие нагрузки веса хвостовика и пакера воздействуют на цилиндр насоса, имеющий недостаточную прочность из-за малых площадей поперечных сечений и прочность резьбовых соединений штанговых насосов малого диаметра;
- низкая надежность использования способа в высокодебитных скважинах, так как к весу пакера, хвостовика дополняется увеличенный вес насоса, который передается на колонну насосных штанг, что приводит к увеличению нагрузки на наземный привод и к увеличению потребления электроэнергии на механический подъем продукции;
- низкая эффективность способа за счет отсутствия регулирования спуска компоновки и установки одного пакера, что недостаточно обеспечивает устойчивость компоновки в скважине в процессе работы штанговых насосов;
- низкая эффективность способа при использовании для одновременно-раздельной добычи двух и более продуктивных пластов многопластовых месторождений с подъемом продукции по эксплуатационной колонне;
- отрицательное влияние на забойные и пластовые характеристики продуктивных пластов при смешении перетоков между пластами с разными забойными и пластовыми характеристиками.
Техническими задачами являются повышение эффективности выработки неоднородных продуктивных пластов многопластовых месторождений при одновременно-раздельной эксплуатации двух и более пластов с подъемом продукции по эксплуатационной колонне, снижение усилия, необходимого для спуска и подьема глубинно-насосной установки, исключение аварийной ситуации, повышение надежности способа при добыче в малодебитных и высокодебитных скважинах, расширение технологических возможностей, упрощение способа за счет снижение стоимости внедрения.
Технические задачи решаются способом одновременно-раздельной добычи нефти из двух неоднородных пластов одной скважины по эксплуатационной колонне, включающим сборку глубинно-насосной установки, содержащей штанговый насос, состоящий из цилиндра, приемного клапана, плунжера с нагнетательным клапаном, присоединенного к колонне насосных штанг с центраторами, пакер, выполненный в виде самоуплотняющихся манжет, перепускное устройство, полый хвостовик и упор, спуск компоновки в скважину, посадку пакера и испытание пакера на герметичность, монтаж устьевого оборудования, отбор продукции скважины.
Новым является то, что перед сборкой компоновки определяют интервалы залегания продуктивных пластов в скважине, пластовые характеристики продуктивных пластов, пластовое и забойное давления, дебит каждого пласта, отметку положения искусственного забоя по вертикали и стволу скважины, средний зенитный угол ствола скважины и производят перфорацию эксплуатационной колонны в интервале продуктивных пластов, верхний конец цилиндра насоса соединяют с дополнительным патрубком, на верхней части дополнительного патрубка размещают дополнительный манжетный пакер, если забойное давление верхнего продуктивного пласта выше чем у нижнего, то цилиндр выполняют с боковым всасывающим клапаном, установленным в цилиндре насоса в интервале, делящем цилиндр насоса по длине пропорционально дебитам продуктивных пластов, хвостовик выполняют сборным, состоящим из патрубков и щелевого фильтра, в качестве упора используют заглушку, перед спуском глубинно-насосной установки производят заполнение ствола скважины технологической жидкостью с плотностью, определяемой по формуле:
где Рпл – пластовое давление, Па;
1 – константа;
П – коэффициент безопасности работ, учитывающий возможность повышения пластового давления в призабойной зоне скважины в период ремонта;
hиз – отметка положения искусственного забоя по вертикали скважины, м,
hиз = lиз · cos α
(2)
где  lиз – отметка положения искусственного забоя по стволу скважины, м;
α – средний зенитный угол ствола скважины, град,
соединяют верхний конец второго дополнительного патрубка с инструментом посадочным гидравлическим и спускают глубинно-насосную установку в скважину до забоя скважины с погружением пакеров манжетных под статический уровень жидкости, размещают пакер с самоуплотняющимися манжетами между продуктивными пластами, а дополнительный пакер размещают выше верхнего продуктивного пласта, расстояние между пакерами не менее 150 м, щелевой фильтр размещают в интервале нижнего продуктивного пласта, насос размещают в интервале кровли верхнего продуктивного пласта, извлекают из скважины инструмент посадочный гидравлический, спускают плунжер насоса одновременно-раздельной добычи на колонне штанг в цилиндр насоса, отбор продукции из двух пластов осуществляют по эксплуатационной колонне на устье скважины.
Сущность технического решения заключается в следующем.
Способ одновременно-раздельной добычи на скважине многопластового месторождения без применения колонны насосно-компрессорных труб включает определение интервалов залегания нижнего 1 и верхнего 2 продуктивных пластов в скважине 3 для определения глубины спуска оборудования и компоновки в целом, определение параметров пластового давления, отметки положения искусственного забоя по вертикали и стволу скважины, среднего зенитного угла ствола скважины для определения наиболее оптимального места установки нижнего 4 и верхнего 5 пакеров, определение забойного давления для выбора схемы установки компоновки, определение потенциального дебита по пластам для повышения эффективности одновременно-раздельной добычи из двух и более пластов многопластового месторождения с подъемом продукции скважины по эксплуатационной колонне, исключения смешения продукции разных пластов в интервале продуктивного пласта, исключение возможности отрицательного влияния напластовые характеричтики продуктивного пласта, например на проницаемость и т.д. Производят кумулятивную перфорацию эксплуатационной 6 колонны с диаметром 102, 114, 146, 168 мм напротив имеющегося продуктивного участка верхнего 2 и нижнего 1 пласта для обеспечения притока нефти. Сборку глубинно-насосной установки осуществляют в следующей последовательности. Хвостовик выполняют сборным, состоящим из нижнего 7 и верхнего 8 патрубков. Диаметр патрубков 7 и 8 зависит от производительности насоса. Между патрубками устанавливают щелевой фильтр 9, диаметр которого соответствует диаметру патрубков 7 и 8, фильтр обеспечивает снижение попадания механических примесей на прием насоса. На конце хвостовика устанавливают заглушку 10, которая обеспечивает сохранность резьбовой части нижнего патрубка при посадке на забой и устойчивость компоновки. Длина нижнего 7 патрубка обеспечивает размещение фильтра в интервале продуктивного 1 пласта. На верхнем 8 патрубке присоединен нижний манжетный пакер 4, например типа ПРСМ1 или ПДМ. Нижний конец цилиндра насоса соединяют с верхним концом патрубка 8 выше нижнего пакера 4. Верхний конец цилиндра насоса 11 соединяют с дополнительным патрубком 12. На верхней части дополнительного патрубка 12 размещают дополнительный верхний 5 манжетный пакер для обеспечения разобщения эксплуатационной колонны и зоны перфорации 13 верхнего продуктивного горизонта, что позволяет произвести дальнейший подъем продукции двух продуктивных пластов по эксплуатационной колонне. Цилиндр насоса выполнен с дополнительным боковым всасывающим клапаном 14, установленным в цилиндре насоса в интервале, делящем цилиндр насоса по длине пропорционально дебитам продуктивных пластов. Дебит определяют расчетным путем по имеющимся фактическим показателям работы приобщаемого пласта по окружающим скважинам. Цилиндр выполняют с дополнительным боковым всасывающим клапаном 14, для обеспечения приема жидкости из верхнего пласта, прием жидкости с нижнего пласта в цилиндр штангового глубинного насоса обеспечивают за счет основного всасывающего клапана 15 прием которого оборудован фильтром 9. Перед спуском глубинно-насосной установки производят полное заполнение ствола скважины технологической жидкостью с плотностью, определяемой по формуле:
где Рпл – пластовое давление, Па;
1 – 1 (константа)
П – коэффициент безопасности работ, учитывающий возможность повышения пластового давления в призабойной зоне скважины в период ремонта;
hиз – отметка положения искусственного забоя по вертикали скважины, м,
hиз = lиз · cos α
(2)
где  lиз – отметка положения искусственного забоя по стволу скважины, м;
α – средний зенитный угол ствола скважины, град.
Соединяют верхний конец второго дополнительного патрубка 16 с инструментом посадочным гидравлическим 17 и спускают компоновку с глубинно-насосной установкой в скважину 3, через заглушку 10 устанавливают на забое 18 скважины. Плавный спуск компоновки до забоя 18 обеспечивают за счет резиновых манжет 19 пакера 4 и манжет 19 пакера 5. Технологическая жидкость, которой заполняют ствол скважины обеспечивает безопасность исключая газоводонефтепроявления, а также обеспечивает плавность спуска компоновки (погружение), при необходимости производится, долив технологической жидкости. С погружением пакеров манжетных под статический уровень жидкости проверяют герметичность пакера, производят долив скважины технологической жидкостью и опрессовку эксплуатационной колонны на давление не превышающее 60 атм и размещают пакер 4 с самоуплотняющимися резиновыми манжетами между продуктивными пластами 1 и 2. Герметизацию нижнего пакера осуществляют за счет прижатия резиновых манжет к эксплуатационной колонне под действием давления столба жидкости, находящейся между верхним и нижним пакерами, поступающая из верхнего пласта 2. Дополнительный пакер 5 размещают выше верхнего 2 продуктивного пласта, расстояние между пакерами не должно быть менее 150 м, что обеспечивает 100 % срабатывание нижнего пакера 4.Необходимое давление для обеспечения герметичного прижатия манжет составляет 10 атм при условии, что над пакером будет расстояние 150 м давление будет составлять 13 атм. Щелевой фильтр 9 размещают в интервале нижнего 1 продуктивного пласта. Насос 11 размещают в интервале кровли верхнего 2 продуктивного пласта. Извлекают из скважины инструмент посадочный гидравлический 17 и спускают плунжер 20 насоса одновременно-раздельной добычи на колонне штанг 21 в цилиндр насоса. При движении плунжера 20 в цилиндре 11 насоса одновременно-раздельной добычи вверх происходит открытие основного 15 всасывающего клапана и поступление в цилиндр насоса продукции из нижнего пласта - до тех пор, пока плунжер не пройдет дополнительный боковой 14 всасывающий клапан. После прохождения плунжером дополнительного всасывающего клапана и вплоть до достижения верхней мертвой точки, в цилиндр насоса через боковой клапан поступает продукция верхнего пласта, при этом основной всасывающий клапан закрывается, т. к. забойное давление у верхнего объекта выше, чем у нижнего. В результате возвратно-поступательного движения плунжера жидкость из насоса одновременно-раздельной добычи вытесняется плунжером в эксплуатационную колонну ствола скважины над верхним пакером, далее продукция из обоих пластов за счет работы насоса поднимается по эксплуатационной колонне на устье скважины, давление столба жидкости, образующееся за счет работы насоса одновременно раздельной добычи, обеспечивает прижатие манжет и герметизацию верхнего пакера. Нижний пакер обеспечивает разделение продуктивных горизонтов, что необходимо для раздельной разработки пластов с различными пластовыми характеристиками. Раздельная добыча обеспечивается разделением продуктивных горизонтов пакерами, которые исключают перетоки между пластами в скважине, смешивается продукция только в процессе подъема жидкости выше второго пакера, что никак не влияет на забойные и пластовые характеристики каждого из продуктивного пласта в отдельности. Верхний пакер обеспечивает подъем продукции по эксплуатационной колонне.
Способ одновременно-раздельной добычи на скважине многопластового месторождения без применения колонны насосно-компрессорных труб повышает надежность при использовании способа в малодебитных скважинах, так как снижаются нагрузки веса оборудования на цилиндр насоса, при использовании способа в высокодебитных скважинах, так как повышается устойчивость хвостовика, исключается обрыв штанг, снижается потребление электроэнергии, способ повышает эффективность добычи за счет регулирования спуска компоновки и установки двух пакеров и фильтра, что обеспечивает устойчивость компоновки в скважине в процессе работы штанговых насосов, исключает аврийные ситуации, расширяет технологические возможности за счет одновременно-раздельной добычи из двух и более продуктивных пластов многопластовых месторождений с подъемом продукции по эксплуатационной колонне, исключения влияния на забойные и пластовые характеристики неоднородных продуктивных пластов с разными забойными и пластовыми характеристиками.
Способ одновременно-раздельной добычи на скважине многопластового месторождения без применения колонны насосно-компрессорных труб осуществляют в следующей последовательности.
Определяют интервалы залегания продуктивных пластов, например, нижнего 1 и верхнего 2 в скважине 3, определяют параметры пластового и забойного давлений, отметки положения искусственного забоя по вертикали и стволу скважины, среднего зенитного угла ствола скважины, потенциальные дебиты по пластам, проницаемость и т.д. Производят кумулятивную перфорацию эксплуатационной 6 колонны, диаметром 146 мм, напротив имеющегося продуктивного участка верхнего и нижнего пласта для обеспечения притока нефти. Собирают компоновку снизу-вверх: хвостовик, выполненный сборным, состоящий из нижнего 7 и верхнего 8 патрубков диаметром 60 мм, на конце хвостовика устанавливают заглушку 10, между патрубками устанавливают щелевой фильтр 9 диаметром 60 мм и длиной не менее 1 м, обеспечивающий снижение попадания механических примесей на прием насоса, а при подъеме компоновки из скважины обеспечивает слив жидкости. Длина нижнего 7 патрубка равна расстоянию от текущего забоя 18 скважины до подошвы нижнего продуктивного пласта 1. На верхнем 8 патрубке присоединен нижний манжетный пакер 4 ПРСМ1. Нижний конец цилиндра насоса соединяют с верхним концом патрубка 8 выше нижнего пакера 4. Верхний конец цилиндра насоса 11 соединяют с дополнительным патрубком 12, например колонной насосно-компрессорных труб диаметром 60 мм и длиной, обеспечивающей в сумме с длиной насоса расстояние не менее 150 м между пакерами, и размещение дополнительного верхнего 5 манжетного пакера ПРСМ1 на верхней части дополнительного патрубка 12. Цилиндр насоса выполнен с дополнительным боковым всасывающим клапаном 14, установленным в цилиндре насоса в интервале, делящем цилиндр насоса по длине пропорционально дебитам продуктивных пластов. Расстояние установки (Lу) дополнительного всасывающего клапана 14 определяется по следующей формуле:
1
1
2
Lу = Lц * Q/ (Q+ Q)             (3)
где Lу – расстояние от верха цилиндра установки клапана 14, мм;
Lц – длина цилиндра, мм, (в соответствии с ГОСТ 31835-2012 длина цилиндра может быть 3300-8700 мм);
1
3
Q–дебит верхнего пласта, м/сут;
2
3
Q–дебит нижнего пласта, м/сут.
3
3
При дебите верхнего 2 пласта равного 5 м/сут, а дебите нижнего 1 пласта – 10 м/сут, при длине цилиндра 4500 мм дополнительный боковой всасывающий клапан 14 расположен на расстоянии 1500 мм от верха цилиндра Lу = 4500 * 5 / (5 + 10) = 1500 мм.
Перед спуском компоновки с глубинно-насосной установкой производят полное заполнение ствола скважины технологической жидкостью с плотностью, определяемой по формуле:
где Рпл – пластовое давление, Па;
1 – 1 (константа)
П – коэффициент безопасности работ, учитывающий возможность повышения пластового давления в призабойной зоне скважины в период ремонта;
hиз – отметка положения искусственного забоя по вертикали скважины, м.
hиз = lиз · cos α
(2)
где  lиз – отметка положения искусственного забоя по стволу скважины, м;
α – средний зенитный угол ствола скважины, град.
Соединяют верхний конец второго дополнительного патрубка 16 диаметром 60 мм и длиной не менее 1 м с инструментом посадочным гидравлическим 17, например Инструмент ИПГ-118-50-500-Т100-К3-00 производства ООО НПФ "ПАКЕР", и спускают компоновку с глубинно-насосной установкой в скважину 3, через заглушку 10 устанавливают на забое 18 скважины. Плавный спуск компоновки до забоя 18 в технологической жидкости обеспечивают за счет резиновых манжет 19 пакера 4 и манжет 19 пакера 5. Технологическая жидкость, которой заполняют ствол скважины обеспечивает безопасность исключая газоводонефтепроявления, а также обеспечивает плавность спуска компоновки (погружение), при необходимости производится, долив технологической жидкости. С погружением пакеров манжетных под статический уровень жидкости проверяют герметичность пакера, производят долив скважины технологической жидкостью и опрессовку эксплуатационной колонны на давление не превышающее 60 атм и размещают пакер 4 с самоуплотняющимися резиновыми манжетами между продуктивными пластами 1 и 2. Герметизацию нижнего пакера осуществляют за счет прижатия резиновых манжет к эксплуатационной колонне под действием давления столба жидкости, находящейся между верхним и нижним пакерами, поступающая из верхнего пласта 2. Дополнительный пакер 5 размещают выше верхнего 2 продуктивного пласта на расстояние между пакерами 150 м, что обеспечивает 100 % срабатывание нижнего пакера 4.Давление для прижатия манжет составляет 10 атм. Щелевой фильтр 9 размещают в интервале нижнего 1 продуктивного пласта. Насос 11 размещают в интервале кровли верхнего 2 продуктивного пласта. Извлекают из скважины инструмент посадочный гидравлический 17 и спускают плунжер 20 насоса одновременно-раздельной добычи на колонне штанг 21 в цилиндр насоса. При движении плунжера 20 в цилиндре 11 насоса одновременно-раздельной добычи вверх происходит открытие основного 15 всасывающего клапана и поступление в цилиндр насоса продукции из нижнего пласта - до тех пор, пока плунжер не пройдет дополнительный боковой 14 всасывающий клапан. После прохождения плунжером дополнительного всасывающего клапана и вплоть до достижения верхней мертвой точки, в цилиндр насоса через боковой клапан поступает продукция верхнего пласта, при этом основной всасывающий клапан закрывается, т. к. забойное давление у верхнего объекта выше, чем у нижнего. В результате возвратно-поступательного движения плунжера жидкость из насоса одновременно-раздельной добычи вытесняется плунжером в эксплуатационную колонну ствола скважины над верхним пакером, далее продукция из обоих пластов за счет работы насоса поднимается по эксплуатационной колонне на устье скважины, давление столба жидкости, образующееся за счет работы насоса одновременно раздельной добычи, обеспечивает прижатие манжет и герметизацию верхнего пакера. Внедрение способа позволяет сократить расходы на 0,5 млн. рублей на 1 скважину.
Способ одновременно-раздельной добычи на скважине многопластового месторождения без применения колонны насосно-компрессорных труб повышает эффективность выработки неоднородных продуктивных пластов многопластовых месторождений при одновременно-раздельной эксплуатации двух и более пластов с подъемом продукции по эксплуатационной колонне, снижает усилия, необходимые для спуска и подьема глубинно-насосной установки, исключает аварийные ситуации, повышает надежность способа при добыче в малодебитных и высокодебитных скважинах, расширяет технологические возможности, упрощает способ за счет снижения стоимости внедрения.