Способ эксплуатации нагнетательной скважины с однолифтовой многопакерной компоновкой
METHOD OF INJECTION WELL OPERATION WITH SINGLE-LIFT MULTI-PACKER ASSEMBLY

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при монтаже и эксплуатации однолифтовой многопакерной компоновки в нагнетательной скважине.
Известен способ эксплуатации нагнетательной скважины с многопакерной компоновкой, который включает спуск в скважину компоновки, посадку пакеров и их испытание на герметичность, закачку рабочего агента одновременно-раздельно в продуктивные пласты. Перед спуском шаблонируют эксплуатационную колонну шаблоном длиной от 30 до 100 м и диаметром, меньшим диаметра эксплуатационной колонны на 4-6 мм, при этом отмечают интервалы посадок и затяжек шаблона, определяют причины затяжек. Прорабатывают эксплуатационную колонну в интервалах установки пакеров и в интервалах посадок и затяжек шаблона. Промывают скважину обратной промывкой до выхода чистой промывочной жидкости. Монтируют компоновку. В качестве нижнего пакера используют пакер осевого действия, в качестве верхних пакеров - пакеры упорного действия. К приборам подсоединяют кабель, его закрепляют на наружной поверхности компоновки. Спускают компоновку, проводят гидравлические испытания на ее герметичность. Извлекают с помощью канатной техники пробку. Спускают компоновку в скважину на необходимую глубину на колонне насосно-компрессорных труб с замером длины и шаблонировкой внутреннего сечения колонны насосно-компрессорных труб. Одновременно крепят на наружной поверхности кабель и спускают кабель вместе с колонной насосно-компрессорных труб. Скорость спуска выдерживают не более 0,1 м/с. Следят за натяжением кабеля при спуске, не допускают рывков и ослабления натяжения кабеля. При посадке колонны насосно-компрессорных труб на клиновой захват не допускают попадания кабеля в клинья, при освобождении колонны насосно-компрессорных труб из клинового захвата высоту подъема трубы выбирают не более 0,25 м. Во время спуска не допускают разгрузки веса колонны насосно-компрессорных труб более 2 т, а при незапланированной посадке пакера для приведения пакера в транспортное положение поднимают колонну насосно-компрессорных труб на 2-3 м и медленно спускают колонну, проводя пакер через интервал незапланированной посадки. Выполняют привязку пакеров, выполняют подгонку компоновки в заданный интервал подгоночными патрубками, сращивают кабель с устьевыми приборами, монтируют планшайбу и превентор, проводят гидравлическое испытание колонны насосно-компрессорных труб на герметичность. Производят расчет величины подъема колонны насосно-компрессорных труб с компоновкой для посадки пакеров, определяют необходимую длину кабелей от устья скважины до панели контроллера, отрубают излишки кабеля, перепускают кабели через кабельный ввод, устанавливают пакеры, фиксируя изменения веса колонны насосно-компрессорных труб, выполняют заделку сальников кабельного ввода и производят проверку работоспособности приборов. Спрессовывают пакеры, устанавливают в скважинные камеры регуляторы давления со штуцерами заданных диаметров или скважинные манометры, а при эксплуатации скважины при закачке рабочего агента замеряют давление в колонне насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве между пластами и напротив каждого пласта. Контролируют зависимость давления в затрубном пространстве от изменения давления закачки в колонне насосно-компрессорных труб, наличие перетока из под пакера в надпакерное пространство. Определяют между пакерами напротив пластов расход жидкости, а при возникновении давления в затрубном пространстве вне зависимости от изменения давления закачки стравливают давление через затрубную задвижку (патент РФ №2541982, опубл. 20.02.2015).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ одновременно-раздельной и/или поочередной эксплуатации нескольких объектов нагнетательной скважины, согласно которому спускают в скважину, по крайней мере, одну колонну труб с постоянным или переменным диаметром без или с заглушенным концом, по меньшей мере, с одним спущенным ниже верхнего пласта пакером гидравлического и/или механического действия без или с разъединителем колонны. Ниже и выше пакера спущены, по крайней мере, по одному посадочному узлу в виде скважинной камеры или ниппелю со съемным клапаном для подачи через них рабочего агента соответственно в нижний и верхний пласты, посадку пакера и опрессовку его снизу и/или сверху. Определяют при опрессовке минимальное давление поглощения каждого пласта. Закачивают рабочий агент с устья в полость колонны труб при заданном давлении, направляя его в верхний и/или нижний пласты через соответствующие съемные клапаны в посадочных узлах. Измеряют на поверхности общий расход рабочего агента, устьевое давление и/или температуру в полости колонны труб и затрубном пространстве скважины. Определяют забойное давление верхнего пласта, давление в колонне труб и затрубном пространстве на глубине съемного клапана в посадочном узле выше пакера. Находят расход рабочего агента, закачиваемого в верхний пласт через съемный клапан, вычитывают его из общего и определяют расход рабочего агента, закачиваемого в нижний пласт. Сопоставляют фактические расходы рабочего агента для пластов с проектными их значениями. При этом при их отличии изменяют устьевое давление и/или извлекают для одного или обоих пластов съемные клапаны из посадочных узлов с помощью канатной техники. Определяют и изменяют их характеристики и/или параметры. После этого повторно устанавливают каждый съемный клапан в соответствующий посадочный узел с помощью канатной техники и продолжают закачку рабочего агента через них в соответствующие пласты (патент РФ №2253009, опубл. 27.05.2005 - прототип).
Известные способы имеют ограниченную область применения из-за сложности эксплуатации компоновки в поддержании необходимого объема закачки жидкости по пластам при постоянно меняющемся режиме эксплуатации. Кроме этого, при эксплуатации компоновки отсутствует информация о снижении приемистости пластов в процессе закачки, отсутствуют мероприятия по увеличению приемистости пластов и вывода скважины на необходимый режим работы.
В предложенном изобретении решается задача обеспечения перераспределения объема закачиваемого агента в скважину по пластам в зависимости от необходимого режима работы скважины и его приемистости.
3
3
3
3
Задача решается тем, что в способе эксплуатации нагнетательной скважины с однолифтовой многопакерной компоновкой, включающем спуск в скважину компоновки, посадку пакеров и их испытание на герметичность, закачку рабочего агента одновременно-раздельно в продуктивные пласты. Монтируют компоновку. В качестве нижнего пакера используют пакер осевого действия, в качестве верхних пакеров - пакеры упорного действия. При наличии в компоновке приборов к приборам подсоединяют кабель, его закрепляют на наружной поверхности компоновки. Спускают компоновку, проводят гидравлические испытания на ее герметичность. Извлекают с помощью канатной техники пробку. Спускают компоновку в скважину на необходимую глубину на колонне насосно-компрессорных труб диаметром, меньшим, чем эксплуатационная колонна в 1,6-2,9 раза. НКТ спускают с замером длины и шаблонировкой внутреннего сечения колонны насосно-компрессорных труб. При наличии кабеля одновременно крепят на наружной поверхности кабель и спускают кабель вместе с колонной насосно-компрессорных труб. Выполняют привязку пакеров, выполняют подгонку компоновки в заданный интервал, монтируют планшайбу, проводят гидравлическое испытание колонны насосно-компрессорных труб на герметичность. Устанавливают пакеры. Опрессовывают пакеры, устанавливают в скважинные камеры регуляторы давления со штуцерами заданных диаметров или скважинные манометры. В процессе эксплуатации периодически производится ревизия, передергивание или замена штуцеров регуляторов давления на другой диаметр штуцеров или устанавливаются заглушки. Ревизия, передергивание или замена штуцеров производится при необходимости изменения режима закачки технологической жидкости по разобщенным объектам или для предотвращения закипания, залипания, засыпки регуляторов расхода. При снижении приемистости пластов нагнетательной скважины или снижении дополнительной добычи нефти по реагирующим добывающим скважинам производится кислотная обработка в необходимом интервале пластов без извлечения однолифтовой многопакерной компоновки. Для этого кабельной или канатной техникой производится исследование расходометрии и/или термометрии в интервале регуляторов расхода и/или скважинных камер и/или пластов. По результату исследования выбирается объект для кислотной обработки. При помощи кабельной или канатной техники извлекаются регуляторы расходов со всех скважинных камер напротив интервалов пластов, устанавливаются заглушки вместо регуляторов расхода в скважинные камеры в интервале объектов или пластов, где кислотную обработку делать нет необходимости. Скважинные камеры в интервале объектов или пластов, где необходимо произвести увеличение приемистости, оставляют открытыми. Калтюбинговой установкой производят спуск гибкой трубы с насадкой или пером диаметром 38 мм, производят промывку до башмака многопакерной компоновки и/или обработку с применением растворителей парафинов в объеме от 3 до 15 м с ожиданием реагирования и/или с циркуляцией в течение 3 часов ствола насосно-компрессорных труб. Определяют приемистость пласта или объекта закачкой технологической жидкости в объеме 3-6 м. Производят кислотную обработку пласта или объекта из расчета 0,5-3 м на 1 метр мощности пласта или объекта. При необходимости производят вымыв и/или продавку в пласты остатков кислоты. Определяют приемистость пласта или объекта закачкой технологической жидкости в объеме 3-6 м. Канатной или кабельной установкой извлекаются ранее установленные заглушки и устанавливаются или не устанавливаются штуцера диаметром 1-9,5 мм на все скважинные камеры в интервале пластов или объектов. Скважина находится под закачкой некоторое время. Производится исследование скважины расходометрией и/или термометрией в интервале регуляторов расхода и/или скважинных камер и/или пластов. При соответствии полученных результатов исследования необходимым скважина остается в работе. В случае не соответствия полученных результатов исследований требуемым повторяются работы по замене регуляторов расхода и/или штуцеров в скважинных камерах и исследования скважины до тех пор, пока не будет получен необходимый результат.
Сущность изобретения
3
3
3
3
Многопакерные однолифтовые компоновки могут иметь два и более пакеров. Внедрение в скважину компоновки состоит из спуска, посадку пакеров и их испытание на герметичность, закачку рабочего агента одновременно-раздельно в продуктивные пласты. Монтируют компоновку. В качестве нижнего пакера используют пакер осевого действия, в качестве верхних пакеров - пакеры упорного действия. При наличии в компоновке приборов к приборам подсоединяют кабель, его закрепляют на наружной поверхности компоновки. Спускают компоновку, проводят гидравлические испытания на ее герметичность. Извлекают с помощью канатной техники пробку. Спускают компоновку в скважину на необходимую глубину на колонне насосно-компрессорных труб диаметром, меньшим, чем эксплуатационная колонна в 1,6-2,9 раза. НКТ спускают с замером длины и шаблонировкой внутреннего сечения колонны насосно-компрессорных труб. При наличии кабеля одновременно крепят на наружной поверхности кабель, и спускают кабель вместе с колонной насосно-компрессорных труб. Выполняют привязку пакеров, выполняют подгонку компоновки в заданный интервал, монтируют планшайбу, проводят гидравлическое испытание колонны насосно-компрессорных труб на герметичность. Устанавливают пакеры. Опрессовывают пакеры, устанавливают в скважинные камеры регуляторы давления со штуцерами заданных диаметров или скважинные манометры. В процессе эксплуатации периодически производится ревизия, передергивание или замена штуцеров регуляторов давления на другой диаметр штуцеров или устанавливаются заглушки. Ревизия, передергивание или замена штуцеров производится при необходимости изменения режима закачки технологической жидкости по разобщенным объектам или для предотвращения закипания, залипания, засыпки регуляторов расхода. При снижении приемистости пластов нагнетательной скважины или снижении дополнительной добычи нефти по реагирующим добывающим скважинам производится кислотная обработка в необходимом интервале пластов без извлечения однолифтовой многопакерной компоновки. Для этого кабельной или канатной техникой производится исследование расходометрии и/или термометрии в интервале регуляторов расхода и/или скважинных камер и/или пластов. По результату исследования выбирается объект для кислотной обработки. При помощи кабельной или канатной техники извлекаются регуляторы расходов со всех скважинных камер напротив интервалов пластов, устанавливаются заглушки вместо регуляторов расхода в скважинные камеры в интервале объектов или пластов, где кислотную обработку делать нет необходимости. Скважинные камеры в интервале объектов или пластов, где необходимо произвести увеличение приемистости, оставляют открытыми. Калтюбинговой установкой производят спуск гибкой трубы с насадкой или пером диаметром 38 мм, производят промывку до башмака многопакерной компоновки и/или обработку с применением растворителей парафинов в объеме от 3 до 15 м с ожиданием реагирования и/или с циркуляцией в течение 3 часов ствола насосно-компрессорных труб. Определяют приемистость пласта или объекта закачкой технологической жидкости в объеме 3-6 м. Производят кислотную обработку пласта или объекта из расчета 0,5-3 м на 1 метр мощности пласта или объекта. При необходимости производят, вымыв и/или продавку в пласты остатков кислоты. Определяют приемистость пласта или объекта закачкой технологической жидкости в объеме 3-6 м. Канатной или кабельной установкой извлекаются ранее установленные заглушки, и устанавливаются или не устанавливаются штуцера диаметром 1-9,5 мм на все скважинные камеры в интервале пластов или объектов. Скважина находится под закачкой некоторое время. Производится исследование скважины расходометрией и/или термометрией в интервале регуляторов расхода и/или скважинных камер и/или пластов. При соответствии полученных результатов исследования необходимым скважина остается в работе. В случае не соответствия полученных результатов исследований требуемым повторяются работы по замене регуляторов расхода и/или штуцеров в скважинных камерах и исследования скважины до тех пор, пока не будет получен необходимый результат.
В результате удается производить перераспределение объема закачиваемой жидкости при эксплуатации скважины в необходимом режиме и поддерживать необходимую приемистость пластов без дополнительного привлечения бригад по капитальному ремонту скважин для подъема всей компоновки, проведения ОПЗ, и повторного его внедрения в скважину.
Пример 1
3
3
3
На устье скважины монтируют компоновку в следующей последовательности (снизу вверх): заглушка с пробкой, колонна насосно-компрессорных труб, переводник, патрубок, скважинная камера КТ1-60Б-21К2, насосно-компрессорная труба, переводник, пакер П-УДК-140-50К2, разъединитель колонны, переводник, насосно-компрессорная труба, скважинная камера КТ1-73Б, насосно-компрессорная труба, пакер ПНМК-140-35-К2, колонна насосно-компрессорных труб, скважинная камера КТ1-73Б, колонна насосно-компрессорных труб, скважинная камера КТ1-73Б, колонна насосно-компрессорных труб, репер, насосно-компрессорная труба, пакер ПНМК-140-35-К2, насосно-компрессорная труба, скважинная камера КТ1-73Б, насосно-компрессорная труба, ниппель опрессовочный, переводник, колонна насосно-компрессорных труб - основной лифт. К приборам подсоединяют кабель. Кабель закрепляют на наружной поверхности компоновки. Компоновку спускают в скважину. Проводят гидравлические испытания спущенной компоновки на герметичность повышением давления воды в компоновке до 10 МПа. Компоновка герметична. Извлекают с помощью канатной техники пробку. Компоновку спускают в скважину на глубину 1793 м на колонне насосно-компрессорных труб с замером длины и шаблонировкой внутреннего сечения колонны насосно-компрессорных труб. При шаблонировке шаблон проходит без затяжек. Одновременно крепят на наружной поверхности кабель, и спускают кабель вместе с колонной насосно-компрессорных труб. Выполняют привязку пакеров. Выполняют подгонку компоновки в заданный интервал подгоночными патрубками. Сращивают кабель с устьевыми приборами. Монтируют планшайбу и превентор. Проводят гидравлическое испытание колонны насосно-компрессорных труб на герметичность давлением 10 МПа. Колонна герметична. Устанавливают пакеры. Опрессовывают пакеры на давление 10 МПа. Устанавливают в скважинные камеры регуляторы давления со штуцерами заданных диаметров и скважинные манометры. Закачивают по колонне насосно-компрессорных труб рабочий агент - пластовую воду. При закачке рабочего агента замеряют давление в колонне насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве между пластами и напротив каждого пласта. Контролируют зависимость давления в затрубном пространстве от изменения давления закачки в колонне насосно-компрессорных труб, наличие перетока из-под пакера в надпакерное пространство, определяют между пакерами напротив пластов расход жидкости. Эксплуатация проходит без перетоков. При эксплуатации скважины в течение 2 лет отмечается снижение приемистости верхнего пласта на 40%. С использованием канатной техники производится извлечение штуцеров из трех скважинных камер, установленных напротив пластов. В две нижние скважинные камеры устанавливаются заглушки. Скважинную камеру в интервале верхнего пласта, где необходимо произвести увеличение приемистости, оставили открытой. Калтюбинговой установкой произвели спуск гибкой трубы с пером диаметром 38 мм, произвели промывку до башмака многопакерной компоновки. Определили приемистость пласта закачкой технологической жидкости в объеме 6 м. Произвели кислотную обработку пласта в объеме 5 м. Продавили продукты реакции и остатки кислоты в пласт. Определили приемистость пласта закачкой технологической жидкости в объеме 6 м. Приемистость скважины увеличилось до значения при внедрении технологии ОРЗ. Канатной установкой извлекли ранее установленные заглушки и установили штуцера необходимых диаметром на все скважинные камеры в интервале пластов. Скважину пустили под закачку. После работы скважины в течение суток произвели исследование скважины расходометрией и термометрией в интервале пластов. Интерпретация результатов геофизического исследования показал, что распределение закачиваемой жидкости по пластам соответствует необходимым. Скважина оставлена в работе.
Применение предложенного способа позволит решить задачу обеспечения перераспределения объема закачиваемой жидкости при эксплуатации скважины в необходимом режиме и поддерживать необходимую приемистость пластов без дополнительного привлечения бригад по капитальному ремонту скважин для подъема всей компоновки, проведения ОПЗ, и повторного его внедрения в скважину.