Способ удаления жидкости из скважин и ПЗП гидропневматическим свабированием
METHOD FOR REMOVING LIQUID FROM WELLS AND BHZ BY HYDROPNEUMATIC SWABBING

Изобретение относится к разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, а именно к способу удаления жидкости, накопленной в процессе эксплуатации в призабойной зоне пласта - ПЗП и стволе скважины, или жидкости, закачанной в технологическом процессе, например жидкости глушения, продуктов реакции соляно-кислотной обработки и пр.
Наиболее близок к предлагаемому способ добычи нефти по патенту РФ №2268354 (оп. 20.01.2006), включающий периодическую откачку нефти, отличающийся тем, что откачку нефти производят свабированием с изливом нефти в передвижную емкость, свабирование ведут с перепуском газа из пространства над свабом в межтрубное пространство скважины, при этом скорость снижения уровня жидкости в скважине поддерживают не более скорости, при которой на забое создается давление, меньшее давления разгазирования нефти.
Способ-прототип недостаточно эффективен, надежен и экологически безопасен. В частности, способ-прототип не может быть применен на скважинах, где внутренняя поверхность насосно-компрессорной трубы - НКТ имеет технологические сужения (опрессовочные седла, солевые и АСПО отложения и т.п.); на скважинах, имеющих наклонный или горизонтальный ствол; на глубоких скважинах более 3.000 метров вследствие значительного времени подъема сваба; неприменим на газовых и газо-конденсатных скважинах ввиду специфики их эксплуатации. Коэффициент полезного действия - КПД способа-прототипа низок из-за значительных утечек поднимаемой жидкости между свабом - поршнем и внутренней поверхностью НКТ, что влечет за собой долгосрочность процесса свабирования.
Недостаточная надежность способа-прототипа связана с вероятностью аварий вследствие заклинивания сваба - поршня и обрыва троса. Также способ-прототип не относится к экологически безопасным ввиду возможности утечек через сальниковое устройство троса.
Решаемая задача и ожидаемый технический результат заключаются в разработке высокоэффективного, надежного, безаварийного и экологически безопасного способа подъема жидкости с забоя на поверхность на любых скважинах: нефтяных, газовых, газо-конденсатных; возможно, имеющих наклонные или горизонтальные участки стволов, включая глубокие скважины более 3.000 метров, за счет обеспечения подъема и удаления жидкости, накопленной в процессе эксплуатации в ПЗП и стволе скважины, или жидкости, закачанной в технологическом процессе, без применения какого-либо забойного оборудования и со 100%-ным КПД благодаря отсутствию утечек поднимаемой и удаляемой жидкости. Технический результат заключается в обеспечении условий функционирования в предлагаемой совокупности операций газо-жидкостной смеси - ГЖС - в качестве поршня, вытесняющего на поверхность жидкость, накопленную в процессе эксплуатации в ПЗП и стволе скважины, или жидкость, закачанную в технологическом процессе, например, жидкость глушения.
Поставленная задача решается тем, что предлагаемый способ удаления накопленной или закачанной жидкости из призабойной зоны пласта - ПЗП и ствола скважины, включающий отсечение поршнем присутствующей в насосно-компрессорной трубе - НКТ накопленной или закачанной жидкости, вытеснение на поверхность указанной жидкости поршнем и технологический отстой скважины в целях восстановления уровня в стволе скважины за счет притока жидкости из ПЗП, отличается тем, что в качестве поршня используют столб газо-жидкостной смеси - ГЖС, сформированный в НКТ подачей ГЖС с поверхности через межтрубное пространство и «башмак» НКТ, после чего столб ГЖС вытесняют на поверхность вместе с отсеченной жидкостью компримированным газом, подаваемым в межтрубное пространство.
Используют мелкодисперсную структурированную ГЖС, предпочтительно получаемую способом по патенту РФ №2553105.
Предлагаемый способ удаления жидкости из скважин и ПЗП гидропневматическим свабированием иллюстрируется фигурами 1-6 и осуществляется следующей последовательностью операций.
1. К межтрубному пространству скважины с накопленной или ранее закачанной жидкостью (например, жидкостью глушения) подсоединяют нагнетательную линию 1, а к выходу НКТ - выкидную линию 2 на утилизацию удаляемой накопленной или ранее закачанной жидкости - фиг. 1; здесь и на всех прочих фигурах (кроме фиг. 5) положение накопленной или ранее закачанной жидкости в НКТ и межтрубном пространстве скважины показано светло-серым цветом.
2. В нагнетательную линию закачивают расчетный объем мелкодисперсной структурированной ГЖС (примерно равный объему НКТ) - фиг. 2, где направление закачки ГЖС показано темно-серой стрелкой. На фиг. 2 и всех прочих фигурах (кроме фиг. 1 и фиг. 6) положение ГЖС в НКТ и межтрубном пространстве скважины показано темно-серым цветом.
3. Продавливают закачанный в межтрубное пространство объем ГЖС через «башмак» НКТ во внутреннюю полость НКТ компримированным газом, например, азотом, тем самым формируя в НКТ столб ГЖС, отсекающий в НКТ объем поднимаемой жидкости, расположенный выше сформированного столба ГЖС - фиг. 3, где направление закачки компримированного газа показано белой стрелкой. На фиг. 3 и последующих фиг. 4-6 положение компримированного газа в НКТ и межтрубном пространстве скважины показано белым цветом.
4. Продолжают закачивать в межтрубное пространство компримированный газ, что приводит к вытеснению из НКТ на поверхность удаляемой скважинной жидкости посредством сформированного в НКТ столба ГЖС (выполняющего роль поршня) - фиг. 4, где направление закачки компримированного газа показано белой стрелкой (тем же цветом показано и положение компримированного газа в межтрубном пространстве и НКТ), а направление вывода на утилизацию удаляемой накопленной или ранее закачанной жидкости показано светло-серой стрелкой (тем же цветом показано и положение удаляемой жидкости на фиг. 4 и прочих фигурах).
5. Дальнейшая закачка в межтрубное пространство компримированного газа приводит в конечном итоге к вытеснению из НКТ на поверхность - вслед за удаленной скважинной жидкостью - столба ГЖС (выполнявшего роль поршня) - фиг. 5, где направление закачки компримированного газа в межтрубное пространство показано белой стрелкой (также белым цветом показано и положение компримированного газа на фиг. 3-6), а направление вывода из НКТ ГЖС - темно-серой стрелкой (тем же цветом показано и положение ГЖС на фиг. 2-5).
6. Останавливают закачку компримированного газа в межтрубное пространство и открывают скважину для сброса давления и последующего набора уровня в стволе (межтрубном пространстве и НКТ) за счет притока жидкости из ПЗП - фиг. 6, где направления сброса давления (сброса закачанного ранее компримированного газа из межтрубного пространства и из НКТ показаны белыми стрелками (также белым цветом показано и положение компримированного газа на фиг. 3-6).
Описанные операции 1-6 повторяют до полного удаления накопленной жидкости или нежелательного флюида из ПЗП и ствола скважины.
ПРИМЕР КОКРЕТНОГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ СПОСОБА
Нефтяная скважина заглушена после проведения капитального ремонта.
Геолого-техническая характеристика:
- искусственный забой 2791,6 м;
- эксплуатационная колонна 168 мм;
- толщина стенок э/колонны 12,06 мм;
- интервал перфорации 2677-2681,6 м;
- пластовое давление 8,42 МПа;
- лифт: НКТ 73 мм с оснасткой под газлифт;
- глубина спуска лифта 2694,3 м;
- статический уровень 1740 м.
Оборудование для проведения технологического процесса
- насосный агрегат АЦ-32;
- азотный компрессор СДА-20/251;
- вставное устьевое оборудование для путевого генерирования газожидкостной смеси (ГЖС);
- доливная емкость с водным раствором ПАВ 0,3%;
- приемная емкость отработанной жидкости.
Технологический процесс
- смонтировали и опрессовали нагнетательную линию с вставным устьевым оборудованием и подбили ее к межтрубному пространству;
- смонтировали и обвязали с приемной емкостью выкидную линию из НКТ;
- открыли находящуюся на устьевой арматуре центральную и затрубную задвижки;
3
- при работающем компрессоре и насосном агрегате с подачей 2,5 л/с закачали 8 м рабочей ГЖС;
параметры давления закачки (начальное, рабочее и конечное соответственно) составили:
нач
раб
кон
Р=7,0 МПа, Р=4,0 Мпа, Р=2,5 Мпа;
- остановили насосный агрегат;
- продавили компримированным азотом пачку закачанной в межтрубное пространство ГЖС через «башмак» в НКТ, тем самым формируя в НКТ столб ГЖС, отсекающий в НКТ объем поднимаемой скважинной жидкости, расположенный выше сформированного столба ГЖС;
- указанное продавливание компримированным азотом вели до выхода ГЖС из выкидной линии и прекращения выноса жидкой фазы скважинной жидкости;
- отобранная проба представляла собой светлую полупрозрачную жидкость. Предварительно: жидкость глушения.
Далее выполняли повторение указанных выше операций:
3
- при работающем компрессоре и насосном агрегате с подачей 2,5 л/с закачали 8 м ГЖС;
параметры давления закачки составили:
нач
раб
кон
Р=3,0 МПа, Р=3,0 МПа, Р=3,5 МПа;
- остановили насосный агрегат;
- продавили пачку ГЖС компримированным азотом до выхода ее из выкидной линии в приемную емкость.
Выход скважинной жидкости по трубному пространству НКТ в приемную емкость при работе компрессорной установки продолжался в течение двух часов; первые 40 минут скважинная жидкость выходила импульсно, затем - стабильно, в полную трубу.
- отобранная проба представляла собой мутноватую полупрозрачную жидкость с 5 мм черной пленки на поверхности и характерным запахом нефтяного газа. Предварительно: нефть и жидкость глушения с пластовой водой;
- остановили закачку компримированного азота на 4 часа для накопления притока технологической и пластовой жидкости из ПЗП в стволе скважины, для чего открыли в атмосферу нагнетательную и выкидную линии при открытой центральной и затрубной задвижках, обеспечивая сброс давления и последующий набор уровня в стволе (межтрубном пространстве) и НКТ за счет притока жидкости из ПЗП.
Далее выполняли третий повтор указанных выше операций:
3
- при открытых затрубной и центральной задвижках при работающем компрессоре и насосном агрегате с подачей 2,5 л/с закачали 8 м ГЖС;
параметры давления закачки ГЖС:
нач
раб
кон
Р=2,3 МПа, Р=5,0 МПа, Р=3,5 МПа;
- остановили насосный агрегат;
- продавили пачку ГЖС компримированным азотом до выхода ее из выкидной линии в приемную емкость вместе с удаляемой скважинной жидкостью Извлечение скважинной жидкости через НКТ в приемную емкость компримированным азотом при открытых затрубной и центральной задвижках продолжали непрерывно в течение 6 часов. Характер выноса скважинной жидкости оставался стабильным, что свидетельствует о нормальной работе скважины в режиме газлифтной эксплуатации.
Были взяты несколько проб удаленной из скважины жидкости. Все пробы на  объема состояли из жидкости темного цвета со светлым отстоем на дне и характерным запахом нефтяного газа. Предварительно: нефть и пластовая вода.
3
Объем извлеченной из скважины жидкости за весь технологический процесс составил 54 м.
После демонтажа вставного устьевого оборудования и обвязки устьевой арматуры нагнетательной и приемной линиями скважина была введена в эксплуатацию газлифтным способом.
Таким образом, эффективность способа обеспечивается тем, что в предлагаемой совокупности операций ГЖС функционирует в качестве поршня, вытесняющего на поверхность жидкость, накопленную в процессе эксплуатации в ПЗП и стволе скважины, или жидкость, закачанную в технологическом процессе, например, жидкость глушения.
Предлагаемый способ высокоэффективен, надежен и экологически безопасен, так как не подвержен авариям. Применим для подъема жидкости с забоя на поверхность на любых скважинах: нефтяных, газовых, газо-конденсатных; возможно, имеющих наклонные или горизонтальные участки стволов, включая глубокие скважины более 3.000 метров, за счет обеспечения подъема и удаления жидкости, накопленной в процессе эксплуатации в ПЗП и стволе скважины, или жидкости, закачанной в технологическом процессе, без применения какого-либо забойного оборудования и со 100%-ным КПД благодаря отсутствию утечек поднимаемой и удаляемой жидкости.