СПОСОБ ДЛЯ МЕХАНИЗИРОВАННОЙ НАСОСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
METHOD FOR MECHANISED PUMP OPERATION OF WELLS AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION

Изобретения относятся к области нефтегазодобывающей промышленности и могут быть использованы при скважинной добыче нефти, а также при добыче газа из обводненных низконапорных газовых и газоконденсатных скважин.
Известны способ и устройство для эксплуатации низконапорных обводненных газовых и газоконденсатных скважин, включающий спуск в скважину колонны труб и погружной насосной установки с электрическим кабелем, запуск погружной насосной установки, снижение забойного давления, вызов притока жидкости и газа из пласта, сепарацию газа от жидкости, поступление жидкости в погружной насос, нагнетание жидкости на поверхность или в нижележащий пласт и направление газа на поверхность по кольцевому пространству, и устройство для его осуществления, содержащее колонну труб и погружную насосную установку с электрическим кабелем (Дроздов А.Н. Эксплуатация низконапорных газовых и газоконденсатных скважин механизированным способом. - Газовая промышленность, 2010, специальный выпуск журнала «РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина - 80 лет», с. 63-67).
Известные способ и устройство не позволяют осуществлять эксплуатацию скважин без глушения при подземных ремонтах для замены погружного насосного оборудования. В результате увеличиваются затраты и время на проведение операций по подземному ремонту, также в процессе глушения малодебитных нефтяных и обводненных газовых скважин значительно ухудшаются фильтрационные характеристики околоскважинной зоны.
Известны способ эксплуатации скважин и компоновка внутрискважинного оборудования для его осуществления для его осуществления, включающие добычу скважинного продукта электроцентробежным насосом (ЭЦН) и выполнение ремонтно-восстановительных работ с проведением спускоподъемных операций, промывки и шаблонирования скважины, декольматацию и ввод скважины в эксплуатацию. При нарушении герметичности эксплуатационной колонны негерметичность изолируют установкой пакера на уровне ниже интервала нарушения герметичности. Проводят обследование эксплуатационной колонны с выявлением интервала негерметичности и скреперование поверхности под пакер. На поверхности скважины выполняют монтаж внутрискважинного оборудования и по мере монтажа спускают с определенной скоростью в скважину. При этом конец силового кабеля пропускают через кабельный ввод пакера и герметично соединяют с приводом ЭЦН. К насосно-компрессорной трубе (НКТ) внутрискважинного оборудования неподвижным аксиальным соединением герметично пристыковывают пакер. На пакер навинчивают сбивной клапан, свинчивают НКТ с реперным патрубком и колонной НКТ. Колонну НКТ подгоночным патрубком на резьбе герметично закрепляют планшайбой в устье скважины и скважину вводят в рабочий режим эксплуатации постепенным увеличением частоты вращения ЭЦН под контролем параметров скважинного продукта телеметрической системой (RU 2559999, 2014, 2563268, 2014).
Известные способ и устройство не позволяют осуществлять эксплуатацию скважин без глушения при подземных ремонтах для замены погружного насосного оборудования. В результате в процессе глушения малодебитных скважин значительно ухудшаются фильтрационные характеристики околоскважинной зоны, что существенно осложняет процесс вывода скважин на режим и их последующую эксплуатацию.
Также известно оборудование для эксплуатации нефтяной добывающей скважины, обеспечивающего удержание оборвавшегося электроцентробежного насоса в скважине без его дальнейшего падения на забой, в том числе в горизонтальный необсаженный ствол и возможность проведения ремонтных работ в скважине без ее глушения. Оборудование для эксплуатации нефтяной добывающей скважины включает колонну насосно-компрессорных труб, снабженную электроцентробежным насосом с кабелем, спущенную ниже уровня добываемой нефти, эксплуатационный пакер, герметично установленный в эксплуатационной колонне ниже башмака электроцентробежного насоса, отсекающее устройство, размещенное над пакером, перепускное устройство, размещенное на нижнем торце пакера, и подпакерный хвостовик, выполненный из секции насосно-компрессорных труб и расположенный выше интервала перфорации или открытого необсаженного ствола и забоя (RU 136850, 2013).
Недостатком устройства является то, что скважины все равно приходится глушить при подземных ремонтах из-за того, что пакеры и клапаны-отсекатели в скважине не перекрывают полностью проход по причинам и разностенности обсадных эксплуатационных колонн, и трудности в настройке клапанов-отсекателей, и засорении механическими примесями, и зарастании отложениями солей, парафина, смол, асфальтенов.
Наиболее близкими к заявляемым изобретениям являются способ механизированной насосной эксплуатации скважин без глушения, включающий проведение подземных ремонтов, при которых осуществляются спуск в скважину и подъем из нее погружной насосной установки на шлангокабеле без глушения, запуск и работу погружной насосной установки, снижение забойного давления, вызов притока жидкости и газа из пласта, сепарацию газа от жидкости, поступление жидкости в погружной насос, нагнетание жидкости на поверхность или в нижележащий пласт и направление газа на поверхность по кольцевому пространству, и устройство для его осуществления, содержащее погружную насосную установку, спущенную в скважину на шлангокабеле, устьевую арматуру с задвижками, лубрикатором, превентором, герметизатором, транспортером, станцию управления, а также агрегат для проведения спускоподъемных операций на щлангокабеле (The Use of Umbilicals as a New Technology of Artificial-Lift Operation of Oil and Gas Wells without Well Killing when Workover / Drozdov A.N., Malyavko E.A., Alekseev Y.L. and others. - SPE 160689, Proceedings - Society of Petroleum Engineers - SPE Russian Oil and Gas Exploration and Production Technical Conference and Exhibition 2012 2. - Moscow, 2012, pp. 867-883).
Известные способ и устройство не обеспечивают необходимого уровня безопасности работ, имеют низкую надежность и не позволяют сохранить превоначальное значение продуктивности пласта, вследствие того, что на устьевой арматуре скважины в процессе всего срока эксплуатации остается находящийся под давлением лубрикатор большой длины (до десяти метров и выше), достаточной для размещения в нем погружной насосной установки. Это создает большие неудобства и повышает риск возникновения аварий при проведении работ как при спускоподъемных операциях, так и при дальнейшей эксплуатации скважины.
Технической проблемой, на решение которой направлены настоящие решения, является устранение негативного влияния глушения на фильтрационные характеристики пласта и соответственно повышение надежности и уровня безопасности.
Указанная проблема решается тем, что в способе механизированной насосной эксплуатации скважин, включающем спуск в скважину и подъем из нее погружной насосной установки на шлангокабеле, запуск и работу погружной насосной установки, снижение забойного давления, вызов притока жидкости и газа из пласта, сепарацию газа от жидкости, поступление жидкости в погружной насос, нагнетание жидкости на поверхность или в нижележащий пласт и направление газа на поверхность по кольцевому пространству, согласно изобретению в процессе спуска устанавливают на арматуру скважины превентор, после чего погружную насосную установку с отрезком шлангокабеля, закрытым запорным устройством с электрическими разъемами, прикрепив запорное устройство к проволоке, проходящей через регулируемый сальник лубрикатора, размещают в лубрикаторе, устанавливают лубрикатор с погружной насосной установкой на превентор, уплотняют проволоку регулируемым сальником лубрикатора, соединяют лубрикатор с внутренним пространством скважины, находящимся под давлением, затем спускают погружную насосную установку на проволоке на такую глубину, чтобы отрезок шлангокабеля располагался в превенторе, а запорное устройство находилось выше превентора, после чего закрывают превентор и зажимают отрезок шлангокабеля с одновременной герметизацией зазора, стравливают давление из лубрикатора, разуплотняют проволоку регулируемым сальником лубрикатора, отрезают проволоку, демонтируют лубрикатор, устанавливают герметизатор, соединяют нижний конец шлангокабеля с его отрезком через запорное устройство с электрическими разъемами, закрывают запорное устройство с электрическими разъемами на верхнем конце шлангокабеля, открывают запорное устройство с электрическими разъемами на отрезке шлангокабеля, устанавливают транспортер, открывают превентор и осуществляют с помощью транспортера спуск погружной насосной установки на необходимую глубину в скважину под давлением, а затем закрывают превентор и зажимают шлангокабель, демонтируют транспортер и соединяют гидравлический канал запорного устройства верхнего конца шлангокабеля с выкидной линией скважины, а электрические разъемы запорного устройства верхнего конца шлангокабеля - с кабелем, ведущим к станции управления, после чего открывают запорное устройство с электрическими разъемами на верхнем конце шлангокабеля, сообщая гидравлический канал шлангокабеля с выкидной линией скважины, и запускают погружную насосную установку, которая работает в скважине до отказа, а после отказа перед подъемом погружной насосной установки закрывают запорное устройство с электрическими разъемами на верхнем конце шлангокабеля, отсоединяют выкидную линию скважины от гидравлического канала запорного устройства верхнего конца шлангокабеля, а электрические разъемы запорного устройства верхнего конца шлангокабеля - от кабеля, ведущего к станции управления, устанавливают транспортер, открывают превентор, в процессе подъема извлекают из скважины погружную насосную установку на шлангокабеле с помощью транспортера, причем поднимают погружную насосную установку на такое расстояние, чтобы отрезок шлангокабеля располагался в превенторе, а запорное устройство над отрезком шлангокабеля находилось выше герметизатора, затем закрывают превентор и зажимают отрезок шлангокабеля с одновременной герметизацией зазора, снимают транспортер, закрывают запорное устройство с электрическими разъемами на отрезке шлангокабеля, открывают запорное устройство с электрическими разъемами на верхнем конце шлангокабеля, стравливая давление из шлангокабеля, и отсоединяют его нижний конец от запорного устройства с электрическими разъемами на отрезке шлангокабеля, демонтируют герметизатор, прикрепляют проволоку, пропущенную через регулируемый сальник лубрикатора, к запорному устройству с электрическими разъемами на отрезке шлангокабеля, устанавливают лубрикатор, уплотняют проволоку регулируемым сальником лубрикатора, открывают превентор, поднимают на проволоке погружную насосную установку с отрезком шлангокабеля и запорным устройством, отсекают лубрикатор от внутреннего пространства скважины, находящегося под давлением, стравливают давление из лубрикатора, демонтируют лубрикатор, разуплотняют проволоку регулируемым сальником лубрикатора и вынимают из него отказавшую погружную насосную установку.
Указанная проблема решается тем, что в устройстве для механизированной насосной эксплуатации скважин, содержащем погружную насосную установку, спущенную в скважину на шлангокабеле, устьевую арматуру с задвижками, лубрикатором, превентором, герметизатором, транспортером, станцию управления, а также агрегат для проведения спускоподъемных операций на щлангокабеле, согласно изобретению к выходу из погружной насосной установки присоединен отрезок шлангокабеля с запорным устройством с электрическими разъемами, при этом длина отрезка шлангокабеля больше суммарной высоты превентора и герметизатора, а наружная поверхность запорного устройства с электрическими разъемами выполнена цилиндрической, причем величина диаметра цилиндрической поверхности запорного устройства с электрическими разъемами составляет 0,95-1,00 от диаметра шлангокабеля, лубрикатор снабжен регулируемым сальником, проволокой, роликом и лебедкой для спуска и подъема на проволоке погружной насосной установки с отрезком шлангокабеля и запорным устройством с электрическими разъемами, при этом длина лубрикатора больше суммы длин погружной насосной установки, отрезка шлангокабеля и запорного устройства с электрическими разъемами, а верхний конец шлангокабеля снабжен запорным устройством с электрическими разъемами.
Достигаемый технический результат заключается в повышении продуктивности скважин и продлении сроков эксплуатации за счет минимизации сроков восстановления продуктивных характеристик пласта.
На фиг. 1 представлена схема компоновки оборудования для механизированной насосной эксплуатации скважин без глушения при осуществлении первой стадии подземного ремонта, на фиг. 2 - схема устьевого оборудования при отсоединении лубрикатора, на фиг. 3 - схема компоновки оборудования при проведении второй стадии подземного ремонта, на фиг. 4 - схема устройства для механизированной насосной эксплуатации скважины при подъеме жидкости и газа на поверхность, на фиг. 5 - вариант устройства при эксплуатации скважины, подъеме газа на поверхность и закачке воды в нижележащий пласт.
Устройство для механизированной насосной эксплуатации скважин без глушения содержит погружную насосную установку 1, спускаемую в скважину 2, пробуренную на пласт 3. На первой стадии подземного ремонта (фиг. 1) погружная насосная установка 1 с отрезком шлангокабеля 4, закрытым запорным устройством 5 с электрическими разъемами, прикрепленным к проволоке 6, размещена в лубрикаторе 7. Проволока 6 проходит через регулируемый сальник 8 лубрикатора 7. Лубрикатор 7 с погружной насосной установкой 1 стоит на превенторе 9, находящемся на устьевой арматуре 10 скважины 2. Проволока 6 уплотнена регулируемым сальником 8 лубрикатора 7 и проходит через ролик 11 к лебедке 12. Последняя предназначена для спуска и подъема на проволоке 6 погружной насосной установки 1 с отрезком шлангокабеля 4 и запорным устройством 5 с электрическими разъемами.
При завершении первой стадии подземного ремонта и отсоединенном лубрикаторе 7 (фиг. 2) отрезок шлангокабеля 4 зажат превентором 9 с одновременной герметизацией зазора, а закрытое запорное устройство 5 с электрическими разъемами расположено выше превентора 9. Лубрикатор 7 снабжен регулируемым сальником 8, проволокой 6, роликом 11. Длина лубрикатора 7 больше суммы длин погружной насосной установки 1, отрезка шлангокабеля 4 и запорного устройства с электрическими разъемами 5.
На второй стадии подземного ремонта (фиг. 3) в скважину 2 спущена погружная насосная установка 1 на шлангокабеле 13. На устьевой арматуре 10 установлены друг над другом превентор 9, герметизатор 14, транспортер 15. Для спуска погружной насосной установки 1 в скважину 2 на поверхности земли размещен также агрегат 16 с барабаном, на который намотан шлангокабель 13. К выходу из погружной насосной установки 1 присоединен отрезок шлангокабеля 4 с запорным устройством 5 с электрическими разъемами. Длина отрезка шлангокабеля 4 больше суммарной высоты превентора 9 и герметизатора 14, а наружная поверхность запорного устройства 5 с электрическими разъемами выполнена цилиндрической, причем величина диаметра цилиндрической поверхности запорного устройства с электрическими разъемами составляет 0,95-1,00 от диаметра шлангокабеля 3. Верхний конец шлангокабеля 13 снабжен запорным устройством с электрическими разъемами 17.
Скважина 2 сообщена с нефтяным пластом 3. Динамический уровень обозначен позицией 18. При эксплуатации скважины устройство содержит (см. фиг. 4) выкидную линию 19 и кабель 20 до станции управления 21.
В одном из вариантов устройства (см. фиг. 5) в скважину спущена насосная установка перевернутого типа, на выходе из которой установлен хвостовик 22 и пакер 23 для герметизации затрубного пространства 24 и нижележащего пласта 25.
Способ механизированной насосной эксплуатации скважин без глушения согласно настоящему изобретению осуществляется следующим образом.
При проведении подземных ремонтов в скважину 2 спускают и поднимают из нее погружную насосную установку 1 на шлангокабеле 13 без глушения. В процессе спуска устанавливают на арматуру 10 скважины 2 превентор 5. Погружную насосную установку 1 с отрезком шлангокабеля 4, закрытым запорным устройством с электрическими разъемами 5, прикрепив запорное устройство 5 к проволоке 6, проходящей через регулируемый сальник 8 лубрикатора 7, размещают в лубрикаторе 7. Лубрикатор 7 с погружной насосной установкой 1 устанавливают на превентор 9. Затем уплотняют проволоку 6 регулируемым сальником 8 лубрикатора 7 и, открыв превентор 9, соединяют лубрикатор 7 с внутренним пространством скважины 2, находящимся под давлением. Погружную насосную установку 1 спускают на проволоке 6 на такую глубину, чтобы отрезок шлангокабеля 4 располагался в превенторе 9, а запорное устройство 5 находилось выше превентора 9, после чего закрывают превентор 9 и зажимают отрезок шлангокабеля 4 с одновременной герметизацией зазора. Стравливают давление из лубрикатора 7, разуплотняют проволоку 6 регулируемым сальником 8 лубрикатора 7, отрезают проволоку 6, демонтируют лубрикатор 7 (см. фиг. 2). После этого устанавливают герметизатор 14 и соединяют нижний конец шлангокабеля 13 с его отрезком 4 через запорное устройство с электрическими разъемами 5. Закрывают запорное устройство 17 с электрическими разъемами на верхнем конце шлангокабеля. Затем открывают запорное устройство с электрическими разъемами 5 на отрезке шлангокабеля 4, устанавливают транспортер 15, открывают превентор 9 и осуществляют с помощью транспортера 15 спуск на сматываемом с барабана агрегата 16 шлангокабеле 13 погружной насосной установки 1 на необходимую глубину в скважину 2 под давлением. Затем закрывают превентор 9 и зажимают шлангокабель 13. Производят демонтаж транспортера 15. После этого соединяют гидравлический канал запорного устройства верхнего конца шлангокабеля 17 с выкидной линией 19 скважины 2, а электрические разъемы запорного устройства верхнего конца шлангокабеля 17 - с кабелем 20, ведущим к станции управления 21. Затем открывают запорное устройство с электрическими разъемами на верхнем конце шлангокабеля 17, сообщая гидравлический канал шлангокабеля с выкидной линией скважины 19, и запускают погружную насосную установку 1.
Запустив погружную насосную установку 1 и снижая забойное давление, производят вызов притока жидкости и газа из пласта 3. Отсепарированная от газа жидкость поступает в погружной насос 1, который нагнетает ее на поверхность или в нижележащий пласт 25. Газ направляется на поверхность по кольцевому пространству 24. Погружная насосная установка 1 работает в скважине 2 до отказа.
После отказа перед подъемом погружной насосной установки 1 закрывают запорное устройство с электрическими разъемами на верхнем конце шлангокабеля 17, отсоединяют выкидную линию скважины 19 от гидравлического канала запорного устройства верхнего конца шлангокабеля 16, а электрические разъемы запорного устройства верхнего конца шлангокабеля 17 - от кабеля 20, ведущего к станции управления 21. Устанавливают транспортер 15, герметизатор 14 и открывают превентор 9. В процессе подъема извлекают из скважины погружную насосную установку 1 на шлангокабеле 13 с помощью транспортера 15. Шлангокабель 13 наматывают на барабан агрегата 16. Погружную насосную установку 1 поднимают на такое расстояние, чтобы отрезок шлангокабеля 4 располагался в превенторе 9, а запорное устройство 5 над отрезком шлангокабеля 4 находилось выше герметизатора 14. Затем закрывают превентор 9 и зажимают отрезок шлангокабеля 4 с одновременной герметизацией зазора. Снимают транспортер 15 и закрывают запорное устройство с электрическими разъемами 5 на отрезке шлангокабеля 4. После этого открывают запорное устройство с электрическими разъемами на верхнем конце шлангокабеля 17, стравливая давление из шлангокабеля, и отсоединяют его нижний конец от запорного устройства с электрическими разъемами 5 на отрезке шлангокабеля 4. Демонтируют герметизатор 14, прикрепляют проволоку 6, пропущенную через регулируемый сальник 8 лубрикатора 7, к запорному устройству с электрическими разъемами 5 на отрезке шлангокабеля 4. Устанавливают лубрикатор 7, уплотняют проволоку 6 регулируемым сальником 8 лубрикатора 7, открывают превентор 9 и поднимают на проволоке погружную насосную установку 1 с отрезком шлангокабеля 4 и запорным устройством 5. Затем отсекают лубрикатор 7 от внутреннего пространства скважины 2, находящегося под давлением, закрыв превентор, стравливают давление из лубрикатора 7, демонтируют лубрикатор 7, разуплотняют проволоку 6 регулируемым сальником 8 лубрикатора 7 и вынимают из него отказавшую погружную насосную установку 1, которую отвозят затем в ремонтный цех.
Устройство для механизированной насосной эксплуатации скважин без глушения работает следующим образом.
Погружная насосная установка 1 откачивает жидкость и газ из пласта 3. Погружной насос 1 нагнетает жидкость на поверхность или в нижележащий пласт 25. Газ направляется на поверхность по кольцевому пространству 24.
Спуск и подъем погружной насосной установки 1 осуществляют без глушения скважины 2 так, как описано выше.
При этом запорное устройство с электрическими разъемами 5, присоединенное к отрезку шлангокабеля 4, может открываться и закрываться с помощью или механического, или электрического, или гидравлического привода.
Таким образом, обеспечивается увеличение надежности и расширение области применения механизированной насосной эксплуатации скважин без глушения при подземных ремонтах в технологических процессах добычи нефти и газа за счет повышения уровня безопасности путем предотвращения риска возникновения аварий.