СПОСОБ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ
METHOD FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF PRESSURE WELL

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при одновременно-раздельной эксплуатации скважины.
Известен способ одновременно-раздельной эксплуатации объектов нагнетательной или добывающей скважины, согласно которому используют нижний объект в качестве нагнетательного, а верхний объект скважины - в качестве добывающего, причем пакер устанавливают либо только между объектами, либо один пакер устанавливают над, а другой между объектами, при этом проектный расход рабочего агента в нижний объект закачивают с устья скважины через проходную полость, образующуюся между колоннами труб большего и меньшего диаметра, а дебит флюида измеряют и регулируют на устье скважины, отбирая его из верхнего объекта через проходную полость колонны труб меньшего диаметра (Номер публикации 2006137251, опублик. 2008.04.27).
Известный способ не позволяет однозначно использовать каждый пласт по своему назначению вследствие отсутствия информации о герметичности пакеров и возможных сообщениях пластов внутри скважины.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ одновременно-раздельной эксплуатации и поочередной эксплуатации нескольких пластов одной нагнетательной скважиной, согласно которому ниже верхнего пласта вскрывают несколько пластов, а соответственно, между ними спускают и устанавливают одновременно или последовательно нескольких пакеров гидравлического и/или механического действия без или с разъединителем колонны, причем при опрессовке каждого пакера снизу и/или сверху определяют минимальное давление поглощения и/или приемистости каждого из пластов (Патент РФ №2253009, опублик. 2005.05.27 - прототип).
Способ не позволяет надежно определить по минимальному давлению опрессовки пакеров герметичность пакеров и приемистость каждого пласта в отдельности.
В предложенном изобретении решается задача определения герметичности пакера в условиях закачки жидкости в каждый пласт с разной приемистостью.
Задача решается тем, что в способе одновременно-раздельной эксплуатации нагнетательной скважины, включающем разделение пластов в скважине пакером, закачку жидкости в каждый пласт по своей колонне труб, согласно изобретению устанавливают манометры на устье скважины на обвязках обеих колонн труб, останавливают одновременно закачку в оба пласта, дожидаются падения давления в пласте с меньшей приемистостью до величины ниже рабочего давления для пласта с большей приемистостью. После снижения давления возобновляют закачку в пласт с большей приемистостью, одновременно контролируя давление в колоне труб для другого пласта. При увеличении давления в колонне, где закачку не возобновили, или при скачкообразном снижении темпа падения давления делают заключение о негерметичности пакера, а при монотонном продолжении снижения давления или при отсутствии влияния увеличения давления в колонне труб для пласта с хорошей приемистостью на давление в колонне труб для пласта с меньшей приемистостью делают заключение о герметичности пакера, при этом при эксплуатации скважины создают перепад давления между нагнетательными колоннами труб скважины, необходимый для обеспечения закачки в пласт с меньшей приемистостью.
Сущность изобретения
В нагнетательных скважинах, в которых используют одновременно-раздельную закачку рабочего агента в пласты с разной приемистостью, разделение работающих пластов осуществляется пакером. При данном способе закачки создается разное давление как выше, так и ниже пакера и стандартная методика определения негерметичности системы труба-пакер не пригодна. В предложенном изобретении решается задача определения герметичности пакера в условиях закачки жидкости в каждый пласт с разной приемистостью.
Задача решается следующим образом.
При одновременно-раздельной эксплуатации нагнетательной скважины проводят разделение пластов в скважине пакером. Закачку жидкости в каждый пласт ведут по своей колонне труб. Устанавливают манометры на устье скважины на обвязках обеих колонн труб. Останавливают одновременно закачку в оба пласта. Дожидаются падения давления в пласте с меньшей приемистостью до величины ниже рабочего давления для пласта с большей приемистостью. После снижения давления возобновляют закачку в пласт с большей приемистостью, одновременно контролируя давление в колоне труб для другого пласта. При увеличении давления в колонне, где закачку не возобновили, или при скачкообразном снижении темпа падения давления делают заключение о негерметичности пакера, а при монотонном продолжении снижения давления или при отсутствии влияния увеличения давления в колонне труб для пласта с хорошей приемистостью на давление в колонне труб для пласта с меньшей приемистостью делают заключение о герметичности пакера. При этом при эксплуатации скважины создают перепад давления между нагнетательными колоннами труб скважины, необходимый для обеспечения закачки в пласт с меньшей приемистостью.
Пример конкретного выполнения
3
Эксплуатируют нагнетательную скважину, вскрывшую 2 продуктивных пласта. Нижний пласт а на глубине 1668-1671.2 м имеет приемистость 110 м/сут. Верхний пласт Г1, Г2+3 на глубине 1689.2-1693.2 м имеет приемистость 96 м/сут. В скважину спускают две колонны насосно-компрессорных труб. Первую колонну с пакером спускают до глубины 1678.4 м с постановкой пакера на глубине 1674.3 -1676,6 м. Вторую колонну спускают на глубину 1647.84 м. По обеим колоннам закачивают в продуктивные пласты рабочий агент - пластовую воду. В верхний пласт закачивают с давлением на устье 11,7 МПа, в нижний пласт с давлением на устье 9,3 МПа. Устанавливают манометры на устье скважины на обвязках обеих колонн труб. Останавливают одновременно закачку в оба пласта. Дожидаются падения давления в пласте с меньшей приемистостью, т.е. в пласте а до величины 8,5 МПа, т.е. ниже рабочего давления для пласта Г1, Г2+3 с большей приемистостью, составляющего 9,5 МПа. После снижения давления возобновляют закачку в пласт с большей приемистостью, одновременно контролируя давление в колоне труб для другого пласта. Увеличения давления в колонне, где закачку не возобновили, или скачкообразного снижения темпа падения давления не отмечают. Давление монотонно продолжает снижаться. Отсутствует влияние увеличения давления в колонне труб для пласта с хорошей приемистостью на давление в колонне труб для пласта с меньшей приемистостью. Делают заключение о герметичности пакера. При эксплуатации скважины создают перепад давления между нагнетательными колоннами труб скважины, необходимый для обеспечения закачки в пласт с меньшей приемистостью, т.е. назначают перепад давления 0,24 МПа.
Применение предложенного изобретения позволит решить задачу определения герметичности пакера в условиях закачки жидкости в каждый пласт с разной приемистостью.