СПОСОБ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ МНОГОПЛАСТОВОЙ СКВАЖИНЫ И ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЕГО РЕАЛИЗАЦИИ
METHOD OF SIMULTANEOUS SEPARATE OPERATION OF MULTIPLE-ZONE WELL AND EQUIPMENT FOR ITS IMPLEMENTATION

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к средствам, обеспечивающим одновременно-раздельную эксплуатацию многопластовой скважины с возможностью замера дебита каждого продуктивного пласта и выхода отдельных фракций скважинного продукта.
Известен способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины, включающий спуск в скважину, по крайней мере, одной колонны труб с постоянным или переменным диаметром и открытым или заглушенным нижним концом, оснащенной, между пластами или выше и между пластами, одним или несколькими пакерами для разобщения пластов и регулирующим устройством для управления расходом рабочего агента при закачке или дебитом флюида при добыче, при этом в нагнетательной, или фонтанной, или газлифтной, или насосной скважинах на уровне ее пласта, оснащают колонну труб или регулирующее устройство измерительным преобразователем для передачи информации по замерам на поверхность скважины и определения технологических параметров рабочего агента при закачке или флюида при добыче, для чего спускают в скважину снаружи или внутри колонны труб кабель или импульсную трубку и связывают с измерительным преобразователем или регулирующим устройством, или как с измерительным преобразователем, так и с регулирующим устройством, выполненными съемного или несъемного типа, причем после монтажа устья скважины закачивают рабочий агент или добывают флюид, направляя его через регулирующее устройство и измерительный преобразователь, получают на устье информацию по замеру от измерительного преобразователя и определяют технологические параметры рабочего агента или флюида для пластов, а при их отличии от проектного значения изменяют пропускное сечение, регулирующего устройства до достижения проектного значения технологических параметров для каждого из пластов (пат. РФ №2313659, приор. 27.03.2006 г., публ. 27.12.2007 г.).
Известно скважинное устройство для регулирования расхода потока флюида из пласта в ствол скважины, содержащее клапанный элемент, выполненный с возможностью перемещения для регулирования потока при нахождении в стволе скважины, линию подачи рабочей текучей среды под давлением для перемещения клапанного элемента, скважинный датчик, связанный с линией подачи рабочей текучей среды, и контроллер, способный получать сигналы от датчика и включающий предварительно запрограммированные команды для регистрации результатов измерений датчика и соответствующего промежутка времени перемещения клапанного элемента (пат. РФ №2383729, приор. 30.05.2005, опубл. 10.03.2010 г.).
Известна также система клапанов, управляемых давлением, передаваемым с поверхности по гидравлическим трубкам, протянутым снаружи колонны труб, в которых установлены клапаны (каталог «Baker packers» ф. Baker Oil Tools, США, 1984-1985 г., стр.632-633).
Недостаток известных установок заключается в том, что они предусматривают размещение регулирующих клапанов только напротив интервала перфорации и не предназначены для отбора скважинных продуктов по фракциям.
Известен способ одновременно-раздельной эксплуатации нескольких продуктивных горизонтов и скважинная установка для его реализации (пат. РФ 2334867, пр. 21.03.2007, публ. 27.09.2008).
Способ включает спуск на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) хвостовика с заглушкой, с пакерами, скважинными камерами или перепускными муфтами и узлами разъединения, установку хвостовика в скважине и эксплуатацию последней. При этом располагают последнюю перепускную муфту или верхнюю из последних ниже на расстоянии не менее двух внутренних диаметров эксплуатационной колонны нижних отверстий интервала перфорации нижнего продуктивного горизонта. Присоединяют на НКТ 9 (насосно-компрессорные трубы) одну или несколько дополнительных скважинных камер или перепускных муфт. При этом располагают ее или нижнюю из них выше на расстоянии не менее двух внутренних диаметров эксплуатационной колонны верхних отверстий перфорации нижнего продуктивного горизонта. Затем пакеры приводят в рабочее состояние, разъединяя продуктивные горизонты.
Способ позволяет за счет естественной сепарации из скважинной жидкости выделять газ, который скапливается под пакером, оттесняя скважинную жидкость вниз. Между объемом свободного газа и воды в свободной фазе накапливается углеводородная составляющая скважинной жидкости. При достижении заданного давления клапаны открываются и скважинная жидкость и газ через перепускные муфты поступают в хвостовик НКТ и по ним далее на поверхность. Таким образом происходит инжектирование газа из кольцевого пространства скважины в колонну НКТ, где он совершает полезную работу по подъему жидкости. При этом свободный газ не контактирует с материалом породы и не способствует образованию газового конуса и разрушению материала породы, а вода в свободной фазе тоже не контактирует с материалом породы и не гидрофилизирует его, создавая искусственное препятствие для поступления углеводородов в ствол скважины. (Выбран в качестве прототипа к заявляемому способу и устройству).
Недостаток известного способа заключается в том, что при его реализации используются не регулируемые с поверхности клапаны, открывающиеся от давления скважинной фракции, что снижает надежность регулирования производительности установки по пластам. Такая эксплуатация не позволяет произвести точный замер каждой фракции из отдельного продуктивного горизонта и определить расход продукта из отдельного пласта.
Известна скважинная установка для совместно-раздельной закачки и отбора жидкости по пластам, содержащая колонну подъемных труб, распределитель потока, верхний и нижний пакеры, каждый из которых включает корпус и эластичную манжету, отличающаяся тем, что распределитель потока выполнен в виде переходника, снабженного продольными каналами, а также радиальными каналами и центральной трубкой, соединенной с нижней частью переходника, сообщающими межтрубное пространство выше верхнего пакера со стволом скважины ниже нижнего пакера; каждый пакер снабжен дорном и опорной муфтой, в последнюю из которых входит его корпус с возможностью продольного перемещения и соединенный с нею срезными элементами; снабжен патрубком, соединенным верхним концом с опорной муфтой верхнего пакера, а нижним концом - с промежуточной трубой или трубами с разъемным соединением, связывающими верхний пакер с нижним, причем патрубок выполнен с внутренним разобщающим кольцом и выше его радиальными каналами, сообщающими внутреннее пространство подъемных труб через продольные каналы переходника со стволом скважины между верхним и нижним пакерами; нижний конец центральной трубки входит в разобщающее кольцо патрубка; снабжена опорной трубой или трубами с фильтром, соединенными с опорной муфтой нижнего пакера (пат. РФ №2255211, приор. 25.10.2004 г., публ. 27.06.2005 г.).
Недостаток известного устройства заключается в сложности сборки конструкции при спуске его в скважину, в необходимости расчета размещения переходника напротив верхнего продуктивного пласта. Так как элементы устройства соединены с пакерами, это усложняет их конструкцию и снижает надежность при эксплуатации.
Известна система для извлечения флюидов из нескольких интервалов скважины, в которой потоки флюидов из разных интервалов направляют в отдельные концентрические каналы, образованные расположенными один в другом трубчатыми элементами с возможностью направления потоков флюидов из разных интервалов в разные концентрические каналы (пат. РФ №2320850, приор. 03.05.2003, публ. 27.03.2008).
Здесь избирательное извлечение флюидов осуществляют посредством установки в закрытое или в одно из множества открытых положений клапанов, связанных с соответствующим каналом и размещенных в стволе скважины с обеспечением возможности раздельного перемещения указанных потоков флюидов через концентрические каналы и дальнейшего избирательного смешивания потоков флюидов из всех каналов.
Недостаток известного патента заключается в том, что при установке концентрических каналов, помимо эксплуатационного пакера, необходимо устанавливать в скважине несколько уплотнений (пакеров) и пробок между стенками концентрически установленных труб и стенкой скважины для отсечения потоков флюидов из разных интервалов, что приводит к дополнительным трудозатратам. Кроме того, такая конструкция громоздка и сложна из-за установки в скважине специального кожуха, в котором устанавливаются регулирующие клапана, что значительно уменьшает внутренний диаметр НКТ.
Известен способ раздельной эксплуатации объектов скважин по патенту РФ №2328590, приор. 20.10.2006, публ. 10.07.2008.
В известном изобретении разобщают герметично проходные полости колонны труб меньшего и большего диаметра между собой на глубине или ниже, или выше верхнего объекта, для раздельного движения по ним сред. Гидравлически связывают одну из полостей с призабойной зоной верхнего объекта через перепускной узел или элемент, а другую - с призабойной зоной нижнего объекта. При этом перепускной узел или элемент либо выполняют с осевым посадочным каналом, либо снизу снабжают посадочным узлом. Колонну труб меньшего диаметра оснащают разобщающим элементом, который спускают и устанавливают или в осевой посадочный канал перепускного узла или же в посадочный узел ниже перепускного элемента. (Выбран в качестве прототипа к заявляемому устройству для избирательного извлечения флюидов (распределитель потоков) из многопластовой скважины).
Задачей, решаемой настоящим изобретением, является повышение точности измерений расхода добываемого продукта, отбираемого из отдельного продуктивного горизонта, упрощение конструкции, снижение трудозатрат и повышение удобства в эксплуатации.
Указанная задача решается за счет того, что способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины, включает спуск на НКТ хвостовика с заглушкой, с пакером или несколькими пакерами, нижними перепускными клапанами (КП), расположенными ниже и выше отверстий нижнего интервала перфорации в эксплуатационной колонне, и верхними перепускными клапанами (КП), установленными ниже и выше отверстий верхнего интервала перфорации, приведение в рабочее состояние пакеров и эксплуатацию скважин, при этом над пакером, разобщающим нижний и вышерасположенные пласты, располагают дистанционно управляемый нижний клапан перепускной (КПУ) с заглушкой, к нижнему КПУ на первом этапе присоединяют распределитель потоков без его разобщающего элемента, над верхними КП устанавливают верхний КПУ, управляемый дистанционно, между нижним и верхним КПУ в НКТ большего диаметра вставляют трубы меньшего диаметра, нижний конец которых на втором этапе вкручивают в подвижный полый шток, в качестве разобщающего элемента, который пропускают внутри распределителя потоков, а верхний конец указанных труб соединяют с верхним КПУ, при этом нижний КПУ устанавливают с возможностью отсечения потока флюидов из нижнего интервала перфорации, пропускаемого через подвижный полый шток и трубы меньшего диаметра, верхний КПУ устанавливают с возможностью отсечения потока флюидов из верхнего интервала перфорации, пропускаемого через кольцевое пространство между НКТ большего диаметра и трубами меньшего диаметра. Кроме того, при эксплуатации нескольких продуктивных пластов с установкой нескольких пакеров, сборку повторяют, начиная с установки над следующим пакером следующего распределителя потоков без его разобщающего элемента, затем над следующими КП устанавливают следующий КПУ, управляемый дистанционно, между этим КПУ и указанным пакером в НКТ большего диаметра вставляют следующие трубы меньшего диаметра, нижний конец которых вкручивают в подвижный полый шток, в качестве разобщающего элемента, который пропускают внутри упомянутого распределителя потоков, а верхний конец упомянутых труб соединяют с указанным КПУ.
В процессе эксплуатации нижним и верхним КПУ управляют дистанционно с помощью давления газа или жидкости, подаваемым по индивидуальным импульсным трубкам, протянутым с поверхности в кольцевом пространстве между НКТ большего диаметра и обсадной колонной.
Оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины при реализации способа содержит установленные на НКТ нижние КП, расположенные ниже и выше отверстий нижнего интервала перфорации в эксплуатационной колонне, пакер, разобщающий нижний продуктивный пласт от верхнего продуктивного пласта и верхние КП, расположенные ниже и выше отверстий верхнего интервала перфорации, при этом над пакером, разобщающим нижний продуктивный пласт от верхнего продуктивного пласта, дистанционно управляемый нижний клапан перепускной (КПУ) с заглушкой, над которым размещен распределитель потоков, а над верхними КП установлен верхний КПУ, управляемый дистанционно, между нижним и верхним КПУ в НКТ вставлены трубы меньшего диаметра, которые вкручены в подвижный полый шток распределителя потоков, в качестве разобщающего элемента, пропущенный через узел герметизации внутри корпуса распределителя потоков до его упора, а верхний конец указанных труб меньшего диаметра соединен с верхним КПУ, при этом указанные трубы меньшего диаметра пропущены внутри центрального канала верхних КП. Кроме того, нижний КПУ установлен с возможностью отсечения потока флюидов из нижнего интервала перфорации, пропускаемого через осевой канал подвижного полого штока и труб меньшего диаметра, а верхний КПУ установлен с возможностью отсечения потока флюидов из верхнего интервала перфорации, пропускаемого через кольцевой канал между НКТ большего диаметра и трубами меньшего диаметра. При эксплуатации нескольких продуктивных пластов, разобщенных несколькими пакерами, сборка может быть повторена многократно, и после установки следующего пакера, может содержать следующий распределитель потоков, следующие КП, над которыми установлен следующий КПУ, управляемый дистанционно.
К каждому КПУ подведены индивидуальные импульсные трубки, протянутые с поверхности в кольцевом пространстве между НКТ большего диаметра и обсадной колонной.
В состав оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины входит устройство для избирательного извлечения флюидов (распределитель потоков) из многопластовой скважины, содержащее установленные в скважине выше эксплуатационного пакера, и образующие концентрические каналы для направления потоков флюидов из разных интервалов элемент НКТ большего диаметра и концентрически установленный в нем элемент НКТ меньшего диаметра, снабженный подвижным полым штоком, в качестве разобщающего элемента, пропущенным через корпус с узлом герметизации, при этом указанный корпус снабжен муфтой, одним концом свинченной с элементом НКТ большего диаметра, гидравлически связанным с интервалом, расположенным над эксплуатационным пакером, и соединен с другим элементом НКТ большего диаметра, гидравлически связанным с интервалом, расположенным под эксплуатационным пакером, а место соединения указанных корпуса и муфты герметизировано и застопорено от проворачивания.
Эффективность заявленных способа и оборудования для эксплуатации многопластовой скважины заключается в том, что такая компоновка позволяет разделять скважинный продукт из разных продуктивных пластов и на поверхности вести раздельный замер добываемых флюидов прямым методом (исключаются косвенные, расчетные методы определения параметров добываемой продукции из продуктивных пластов).
В процессе эксплуатации, после приведения в действие пакера, из скважинной жидкости выделяется газ и начинает скапливаться под пакером, оттесняя уровень жидкости вниз, тем самым формируется газовая шапка. В то же время вода, находящаяся в скважинной жидкости, вследствие изменения термодинамического равновесия и под действием окружающей температуры выделяется в свободную фазу и, как наиболее тяжелый агент, уходит вниз и там накапливается в свободной фазе. Между объемом свободного газа и воды накапливается углеводородная составляющая скважинной жидкости. При достижении заданного давления клапаны КП открываются и скважинная жидкость поступает в НКТ (патент РФ №2334867, стр.9).
Для отбора скважинного продукта из отдельных интервалов, согласно изобретению, над КП устанавливают дистанционно регулируемые КПУ, которые по команде с поверхности отсекают ненужный продуктивный пласт. Для раздельного пропуска отбираемого продукта из разных интервалов предусмотрен разделитель потоков, который устанавливают между нижним и верхним КПУ, и который образует два отдельных канала сбора углеводородов: из нижнего интервала перфорации (на фиг.1 показан штрихпунктирной линией) и из верхнего интервала перфорации (на фиг.1 показан сплошной линией).
Раздельный отбор нефтепродуктов позволяет осуществить учет добываемого нефтепродукта отдельно из каждого интервала согласно существующим нормативным требованиям.
На фиг.1 схематически представлена сборка заявляемого оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов.
На фиг.2 представлена конструкция клапана перепускного управляемого (КПУ).
На фиг.3 представлена конструкция устройства для избирательного извлечения флюидов из многопластовой скважины (распределитель потока), входящего в оборудование для осуществления способа.
На фиг.4 схематически представлена сборка заявляемого оборудования при эксплуатации нескольких продуктивных пластов, устанавливаемая над сборкой оборудования по фиг.1.
Оборудование (фиг.1) установлено в эксплуатационной скважине 1 на колонне труб (НКТ) 2 с заглушкой 3 в следующей последовательности: нижний клапан перепускной (КП) 4, располагаемый под отверстиями нижнего интервала перфорации (под нижним продуктивным пластом) 5, нижний КП 6, располагаемый над отверстиями нижнего интервала перфорации (над нижним продуктивным пластом) 5, пакер 7, разобщающий нижний продуктивный пласт 5 от верхнего продуктивного пласта 8, дистанционно управляемый клапан перепускной (КПУ) 9 для нижнего продуктивного пласта, распределитель потоков 10, над которым установлены: верхний КП 11, располагаемый под отверстиями верхнего интервала перфорации (верхним продуктивным пластом) 8, верхний КП 12, располагаемый над отверстиями верхнего интервала перфорации (верхним продуктивным пластом) 8, и КПУ 13 для верхнего продуктивного пласта 8. На участке сборки между КПУ 9 и КПУ 13 в колонну труб 2 спущены трубы 14 меньшего диаметра, к нижнему концу которых присоединен в качестве разобщающего элемента полый подвижный шток 15 разделителя потоков 10, упирающийся в ограничитель 16, а верхний конец трубы 14 вкручен в переводник 17. При этом трубы 14 пропущены внутри проходного канала КП 11 и 12. Импульсная трубка 18 протянута с поверхности скважины к КПУ 9 в кольцевом пространстве между НКТ и обсадной колонной, а импульсная трубка 19 - к КПУ 13. Центральный канал нижнего КПУ 9 закрыт заглушкой 20. Насосы для дистанционного управления КПУ размещены на поверхности (на фиг.1 не показан).
Дистанционно управляемый КПУ (фиг.2) в сборке содержит корпус 21. подвижную втулку 22, поджатую пружиной 23, шток 24 с отверстием 25, корпус 26 торцевого уплотнения 27 с каналом 28. Поз. 29 - уплотнительные кольца. КПУ снабжен кожухом 30.
Импульсная трубка 18 (19, 46) протянута с поверхности скважины и выведена над торцом подвижной втулки 22. Корпус 21 и кожух 30 снабжены резьбой для соединения с колонной труб 2, а на шток 24 может быть навинчена заглушка 20 (при использовании устройства в качестве нижнего КПУ 9), или - переводник 17 (при использовании устройства в качестве верхнего КПУ 13, 45). «А» - центральный канал КПУ, «Б» - кольцевой канал, перекрываемый подвижной втулкой 22 при отсечении пласта.
Разделитель потока 10 (фиг.3), представляющий собой устройство для избирательного извлечения флюидов, состоит из муфты 31, свинченной с корпусом 32, в который вставлен узел герметизации, содержащий уплотнительные фасонные манжеты 33, кольца 34 и защитные кольца 35. Узел герметизации уплотняет подвижный полый шток 15, имеющий в верхней части резьбу 36 для соединения с трубами меньшего диаметра и упор 16. Место соединения корпуса 32 и муфты 31 герметизировано уплотнительным кольцом 37 с шайбой 38 и застопорено от проворачивания винтом 39.
Устройство (фиг.1) без подвижного полого штока 15 на первом этапе устанавливается в колонну труб 2 большего диаметра над пакером 7 или между пакерами (при сборке многопакерных компоновок). На втором этапе в элемент НКТ большего диаметра вставляют подвижный полый шток 15, соединенный с трубами меньшего диаметра. Шток 15 пропускают внутри узла герметизации через муфту 31 (фиг.3), уплотнительные фасонные манжеты 33 и корпус 32 и продвигают его до упора 16 в муфте 31. При этом внутренняя полость труб меньшего диаметра, связанная с нижерасположенным продуктивным интервалом, гидравлически изолируется от внутренней полости НКТ, связанной с вышерасположенным продуктивным интервалом.
Реализация способа приведена в описании работы оборудования.
На первом этапе при спуске в скважину 1 колонны труб 2 с заглушкой 3, оборудование присоединяют в последовательности, обозначенной на фиг.1. Всю сборку рассчитывают таким образом, чтобы нижний продуктивный пласт 5 находился между КП 4 и КП 6, а верхний продуктивный пласт 8 - между КП 11 и КП 12. После присоединения КП 6 устанавливают пакер 7, а затем КПУ 9, к которому соединяется импульсная трубка 18. Выше КПУ 9 устанавливают разделитель потоков 10, при этом присоединение разделителя потоков 10 к колонне 2 происходит без его полого подвижного штока 15. Затем присоединяют к компоновке КП 11 и КП 12. На втором этапе в собранную компоновку спускают подвижный шток 15, в который вкручивают трубы меньшего диаметра 14 и спускают до упора ограничителя 16 в разделитель потока 10. При этом делают подгонку труб известным способом и соединяют колонну труб меньшего диаметра 14 с нижним концом штока 24 КПУ 13 посредством переводника 17, с целью сообщения центрального канала колонны труб меньшего диаметра с внутренним каналом КПУ 13. Затем нижний конец КПУ 13 вкручивают в верхний конец клапана КП 12. К КПУ 13 соединяют импульсную трубку 19. В верхний конец КПУ 13 вкручивают колонну труб 2 и сборку спускают в скважину на заданную глубину. При спуске импульсные трубки 18 и 19 крепят к колонне труб 2.
При колебаниях колонны труб меньшего диаметра 14 в колонне труб 2 полый подвижный шток 15 перемещается относительно корпуса разделителя потоков 10 и компенсирует осевые перемещения колонн относительно друг друга, при этом не нарушается гидравлическая изоляция продуктивных пластов.
При эксплуатации многопластовых скважин сборка оборудования на два нижних пласта осуществляется по фиг.1, а на каждый вышерасположенный пласт к верхнему КПУ 13 добавляется сборка (по фиг.4), состоящая из пакера 40, который позволяет пропускать через себя необходимое количество импульсный трубок, разделителя потока 41, клапанов перепускных КП 42 и КП 43, соединенных между собой насосно-компрессорными трубами 2, труб меньшего диаметра 14, соединенных переводником 17 с клапаном КПУ 45.
Пакер 7 приводят в рабочее положение известным способом и производят запуск скважины в нужном режиме. Для отключения верхнего пласта 8 в импульсную трубку 19 КПУ 13 подается давление рабочей средой, которое действуя на торец подвижной втулки 22, сдвигает ее вниз до упора в торцевое уплотнение 27, при этом пружина 23 сжимается. Тем самым перекрываются отверстие 25 и канал 28, выходящий в кольцевой канал «Б» между трубами 2 и трубами меньшего диаметра 14. При этом через центральный канал «А» и соединенный с ним полый подвижный шток 15 разделителя потока 10 из нижнего пласта 5 продолжает поступать добываемый продукт (на фиг.1 показано штрихпунктирной линией), и при выходе на поверхность происходит его замер. Если эксплуатируется многопластовая скважина, то давление подается во все импульсные трубки, кроме одной, подведенной к КПУ нужного пласта. Для открытия канала 28 в импульсной трубке 19 снимается давление, пружина 23 разжимается и возвращает подвижную втулку 22 в исходное состояние (фиг.2). Открывается кольцевой канал «Б» для поступления продукта из верхнего пласта (на фиг.1 показано пунктирной линией). При этом для отсечения нижнего пласта 5 давление с поверхности подается в импульсную трубку 18 КПУ 11 для перекрытия подвижной втулкой 22 отверстия 25, выходящего в центральный канал «А» поступления продукта из нижнего пласта.