УСТРОЙСТВО КОМПОНОВКИ НИЗА ЛИФТОВОЙ КОЛОННЫ

Полезная модель относится к нефтегазовой промышленности, в частности, к компоновкам низа лифтовой колонны, используемой при вскрытии продуктивных пластов на депрессии (в газовой среде или опорожненной скважине), проведении комплексов геофизических исследований скважин (ГИС) продуктивного интервала и в процессе всего срока эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин, имеющих различные диаметры эксплуатационных колонн и величины пластового давления. Наибольшее применение найдет на глубоких, сверхглубоких скважинах и на месторождениях с аномально-низким пластовым давлением (АНПД).
Как известно, эксплуатация фонтанирующих (газовых, газоконденсатных, нефтяных и других) скважин, как правило, производится при спущенной в нее лифтовой колонне, предотвращающей преждевременный износ эксплуатационной колонны, образование песчаных пробок и столба жидкости на забое, что позволяет обеспечить установленную добывную производительность на длительное время. На основании многочисленных промысловых данных рекомендуется конец лифтовой колонны спускать до нижних отверстий интервала перфорации. Компоновка низа лифтовой колонны при этом состоит из свинченных друг с другом напорно-компрессорных труб. [Амиян А.В. «О рациональной глубине спуска НКТ в скважину»:
Газовое дело, 1972, №1, с.7-10; Зинченко В.К. «Изучение призабойных зон газовых скважин месторождения Газли при эксплуатации»: Газовое дело, 1966, №11, с.6-9; Юсуфзаде Х.Б., Ишханов В.Г. «Некоторые результаты эксплуатации скважин со спуском подъемных труб до нижних отверстий фильтра»: Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1963, №1, с.23-25].
К недостаткам указанных выше компоновок низа лифтовой колонны относится то, что конец лифтовой колонны можно спускать только до нижних отверстий перфорации, что влечет за собой:
- невозможность вскрытия и перевскрытия эксплуатационной колонны и продуктивного пласта на депрессии (в газовой среде или опорожненной скважине), что резко ухудшает фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) призабойной зоны и, соответственно, снижает продуктивную характеристику (дебит) скважины. Это обусловлено тем, что вскрытие проводится на репрессии при заполненной скважине технологической жидкостью противодавления и при извлеченной лифтовой колонне на поверхность;
- невозможность проведения ряда видов геофизических исследований (ГИС) в интервале продуктивного пласта и пропластков, так как этому препятствуют напорно-компрессорные трубы (создают помехи). Известен также способ вскрытия колонны и пласта на депрессии в газовой среде или опорожненной скважине, при котором спуск перфоратора через НКТ и перфорацию проводят при загерметизированном устье фонтанной арматурой и специальными лубрикаторньми устройствами (патент РФ №2235195, Е 21 В 43/11). Для осуществления этого способа конец лифтовой колонны устанавливают выше продуктивного пласта (интервала вскрытия) на 20-30 м, что необходимо для предотвращения их повреждения. Недостатком такой компоновки низа лифтовой колонны при осуществлении этого способа является то, что образуются жидкостные пробки (газоконденсат, конденсационная вода и пр.) уже в начальный период эксплуатации из-за недоспуска лифтовой колонны труб до нижних каналов перфорации. Поэтому первоначальный эффект от качественного вскрытия пласта
быстро снижается и прогрессирует резкое падение дебита, несоизмеримое с падением пластового давления.
Наиболее близким по техническому решению является устройство компоновки низа лифтовой колонны, состоящее из свинченных напорно-компрессорных труб, обеспечивающее нахождение низа лифтовой колонны выше кровли продуктивного пласта (З.С.Алиев, С.А.Андреев, А.П.Власенко, Ю.П.Каратаев «Технологический режим работы газовых скважин»: Недра, 1997, стр.102-119). Такое устройство компоновки низа лифтовой колонны позволяет производить вскрытие и перевскрытие колонны и продуктивного пласта на депрессии и проводить весь комплекс ГИС без помех.
Основным недостатком такого устройства компоновки низа лифтовой колонны является образование песчаных пробок и столба жидкости (раствора, воды, конденсата) на забое, что резко снижает продуктивность скважины, особенно на поздней стадии эксплуатации.
Техническим результатом предполагаемой полезной модели является расширение технологических возможностей устройства компоновки низа лифтовой колонны насосно-компрессорных труб.
Технической задачей полезной модели, направленной на достижение указанного технического результата является обеспечение подвижности в вертикальном направлении устройства компоновки низа лифтовой колонны.
Поставленная техническая задача достигается за счет того. что в известном устройстве компоновки низа лифтовой колонны, состоящей из свинченных друг с другом напорно-компрессорных труб, конец нижней напорно-компрессорной трубы снабжен корпусом с расположенным внутри его полым цилиндрическим хвостовиком, верхняя часть которого жестко крепится к кольцевому поршню, выполненному
с уплотнительными элементами и перепускным каналом, к нижней части корпуса жестко крепится стопорный башмак с уплотнительным элементом и амортизатором, верхняя часть корпуса посредством резьбы крепится к колонне напорно-компрессорных труб, а к стопорному башмаку крепится упорная гайка с посадочным седлом под шаровой клапан, удерживающий хвостовик в исходном положении.
Сущность предполагаемой полезной модели заключается в том, что наличие подвижного в вертикальном направлении хвостовика с регулируемой скоростью движения, которым снабжен низ лифтовой колонны напорно-компрессорных труб, позволяет увеличить глубину спуска лифтовой колонны напорно-компрессорных труб до уровня нижних перфорационных каналов, что обеспечивает дренаж всех продуктивных пропластков во вскрытом перфорационном интервале, что в свою очередь исключает образование песчаных пробок и столба жидкости на забое.
На фиг.1 - изображено устройство компоновки низа лифтовой колонны напорно-компрессорных труб до начала работы.
На фиг.2 - изображено устройство компоновки низа лифтовой колонны напорно-компрессорных труб в процессе работы.
Устройство компоновки низа лифтовой колонны напорно-компрессорных труб состоит из корпуса 1, полого цилиндрического хвостовика 2, верхняя часть которого жестко крепится к кольцевому поршню 3, имеющему уплотнительные элементы 4 и перепускной канал 5. К нижней части корпуса 1 жестко крепится стопорный башмак б, имеющий уплотнительные элементы 7 и амортизатор 8. Верхняя часть корпуса 1 посредством резьбы жестко крепится к колонне напорно-компрессорных труб (НКТ). К стопорному башмаку 6 посредством штифтов 9 крепится упорная гайка 10 с посадочным седлом 11 под шаровой клапан 12, удерживающий хвостовик 2 в исходном
положении. Пространство между корпусом 1 и хвостовиком 2 заполняется тормозной жидкостью 7.
Устройство работает следующим образом.
Для выдвижения хвостовика 2 вниз из корпуса 1 во внутрь устройства бросают шаровой клапан 12, который садится в седло 11 и перекрывает промывочный канал упорной гайки. Затем поднимают давление внутри лифтовой колонны напорных труб и срезают штифты 9. При срезке штифтов 9 упорная гайка 10 падает, освобождая выход хвостовику 2, который за счет собственного веса опускается вниз. При этом тормозная жидкость, вытекая во внутрь корпуса через перепускное отверстие 5, тормозит резкое падение хвостовика 2, предотвращая этим резкий кинетический удар на стопорный башмак 6. Скорость выдвижения хвостовика 2 регулируется диаметром перепускного канала 5, который рассчитывается по общеизвестным формулам с учетом веса (длины) хвостовика, характеристики тормозной жидкости, термобарических условий и окружающей среды.
Использование предлагаемого устройства имеет следующие преимущества:
- предотвращается скопление жидкости (воды, конденсата) в перфорированном интервале ствола скважины, что увеличивает межремонтный период ее работы с высокими дебитами и сокращает затраты на необходимую осушку забоя и работы по интенсификации притока;
- увеличивается дебит скважины до 2 и более раз, так как дренажу подвергаются все продуктивные пропластки во вскрытом перфорацией интервале;
- облегчает и ускоряет процесс глушения и освоения скважины, так как хвостовик располагают на уровне нижних перфорационных каналов;
- сокращаются затраты на проведение работ по изоляции подошвенных вод, так как отпадает необходимость в дополнительных спуско-подъемных операциях напорной колонны.
Пример 1. Эксплуатационная скважина по сеноманским отложениям Ямбургского ГКМ окончена бурением и длительное время находилась в консервации. Пластовое давление к этому времени снизилось с 13,1 до 4,25 МПа. Из промысловой практики известно, что вскрытие пласта традиционным способом на технологической жидкости положительных результатов не дает, то есть скважина может просто не освоиться и будет потеряна для промысла. Для получения продукта из газоносного пласта его необходимо вскрыть на депрессии (в газовой среде или опорожненной скважине).
Геолого-технические характеристики скважины следующие.
Искусственный забой скважины - 1410 м. Внутренний диаметр 9" эксплуатационной колонны равен 201,1 мм. Лифтовые 168,3 м трубы (НКТ) имеют внутренний диаметр 153,4 мм. Газоносный пласт, представленный переслаиванием песчано-глинистых пачек, имеет мощность 254 м и залегает в интервале 1364-1110 м. Пластовая температура 30°С.
Последовательность работ.
В скважину, заполненную технологической жидкостью (незамерзающий соляной раствор), спустили 168,3 мм НКТ до глубины 1080 м, на конце которых жестко закрепили стопорный башмак 6 с тремя кольцевыми уплотнителями 7 и резиновым амортизатором 8 при помощи штифтов 9, закрепили упорную гайку 10 с посадочным седлом 11 (проходное сечение 118 мм) под 120 мм шаровой клапан 12. Внутри 168,3 мм НКТ, выполняющих функцию корпуса 1, разместили 280 метровый хвостовик 2, выполненный из алюминиевого сплава Д16Т с наружным гладкоствольным
3
3
3
2
диаметром 138 мм и внутренним диаметром 124 мм. В верхней части хвостовик был оборудован кольцевым поршнем 3 длиной 400 мм с шестью кольцевыми уплотнителями 4 и одним перепускным клапаном 5 диаметром 1,5 мм. Нижний конец хвостовика был твердо посажен торцевой частью на упорную гайку 10 за счет собственного веса, который составил 2,532 т. Диаметр срезных штифтов 9 подбирался на усилие срезки, равной 5,0 т. Пространство (объемом 0,986 м) между 168,3 мм и 138 мм НКТ заполнили незамерзающей жидкостью (раствор хлористого кальция) плотностью 1,18 г/см. После спуска колонны НКТ с вышеописанным устройством компоновки ее низа, при помощи азотной передвижной установки типа УКМ ствол скважины был опорожнен до башмака, то есть до глубины 1080 м. Затем устье скважины было оборудовано лубрикаторным устройством, предназначенньм для спуска перфоратора на каротажном кабеле при избыточном давлении. После этого провели перфорацию 9" эксплуатационной колонны и проницаемых пропластков пласта кумулятивным перфоратором ПК-105 плотностью 10 отв. на метр погонный в интервале 1360-1110 м. При этом вскрытие пласта проходило на депрессии, минимальное значение которой было равно (4,25-3,3) 0,95 МПа, а максимальное -4,0 МПа. В процессе перфорации появилось избыточное давление, максимальное значение которого после прострелочных работ составило 3,5 МПа. Скважина была освоена путем выпуска газа через замерный узел на факел. При этом в течение 5 часов продувки дебит не был стабильным и не превышал 98 тыс.м/сут с температурой на устье 9,8°С (работа в критическом гидратном режиме). Провели комплекс ГИС, в результате которого была выявлена жидкостная пробка в интервале (зумпф) 1408-1100 м плотностью от 1,18 до 0,865 г/см (соляной раствор - конденсат). После этого во внутрь НКТ опустили облегченный (полый) 120 мм клапан до посадки его в седло 11, открыли затрубное пространство на факел, а в трубном, используя
азотную установку, подняли давление над клапаном более чем 4,5 МПа, чем были срезаны штифты 9, удерживающие упорную гайку 10, и которая под действием собственной силы тяжести упала на забой. О срезке штифтов 9 судили по резкому падению давления на устье скважины в трубном пространстве.
В результате проделанной операции 138 мм хвостовик, освобожденный от упора, начал медленно вдвигаться (опускаться) вниз со скоростью не более 50 мм/сек и расчетное время его полного выхода из корпуса 168,3 мм НКТ составило 2 часа 33 мин. Низкое давление скорости спуска хвостовика обеспечил 1,5 мм перепускной канал, где скорость прохода соляного раствора через него составила 0,16 л/сек при скорости истечения 109,3 м/сек, которое в свою очередь обеспечил вес хвостовика, создав избыточное давление в пространстве между НКТ, равное 7,2 МПа. Низкая скорость посадки хвостовика на стопорный башмак и резинный амортизатор обеспечили успешность и безаварийность операции.
После 3-х часовой выдержки скважина была вновь открыта на факел по НКТ с периодическими замерами давления, температуры и дебита во времени. После 1,5 часовой продувки забоя от жидкости через спущенный хвостовик дебит газа вырос и стабилизировался на уровне 650 тыс.м /сут с температурой на устье 22°С при депрессии на пласт 0,35 МПа. Вновь провели комплекс ГИС, в результате которого было подтверждено отсутствие жидкостной пробки в интервале перфорации, а башмак хвостовика отбили на глубине 1360,5 м, что подтверждает расчет компоновки 1360,0 м.
Затем после 12-ти часовой продувки под наблюдением в межпромысловый коллектор скважина была сдана в эксплуатацию промыслу.