СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ МАЛОГО ДИАМЕТРА С ОДНОЛИФТОВОЙ ДВУХПАКЕРНОЙ КОМПОНОВКОЙ
METHOD OF OPERATION OF AN INJECTION WELL OF A SMALL DIAMETER WITH A SINGLE LIFT TWO-PACKER ARRANGEMENT

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при монтаже и эксплуатации однолифтовой двухпакерной компоновкой в нагнетательной скважине малого диаметра.
Известен способ эксплуатации 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. 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. 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 и отсутствия возможности внедрения компоновки в нагнетательных скважинах малого диметра 102-114 мм. Кроме этого, в данном изобретении не предусмотрены мероприятия исключающие риски возникновения аварий и осложнений при внедрении оборудования в скважину малого диаметра.
В предложенном изобретении решается задача создать простой и эффективный способ эксплуатации нагнетательной скважины малого диаметра 102-114 мм с однолифтовой двухпакерной компоновкой и исключения возникновения аварий и осложнений при внедрении оборудования и вывода работы скважины на режим.
Задача решается тем, что в способе эксплуатации нагнетательной скважины малого диаметра с однолифтовой двухпакерной компоновкой включает подготовку скважины, спуск в скважину компоновки, посадку пакеров и их испытание на герметичность, закачку рабочего агента одновременно-раздельно в продуктивные пласты, при межремонтном периоде (МРП) эксплуатации скважины до данного ремонта более 360-370 суток спускают перо, хвостовик из насосно-компрессорных труб (далее НКТ) диаметром 60-73 мм, длина которых подбирается исходя из расстояния от места максимальной глубины шаблонирования эксплуатационной колонны до забоя, механический или гидравлический скребок для эксплуатационной колонны диаметром 102-114 мм, шаблон диаметром равным или на 1-2 мм большим диаметра пакеров компоновки и длиной 15-25 м на НКТ диаметром 60-73 мм., производят проработку скребком эксплуатационной колонны в интервале посадки пакеров, скорость спуска шаблона и скрепера не превышают 0,25 м/с, промывают забой в объеме не менее 1,5 кратного объема скважины, поднимают скребок с шаблоном, при МРП менее 360-370 суток скребок с шаблоном не спускают, монтируют компоновку, в качестве нижнего пакера используют пакер осевого действия наружный диаметр которого на 5-10 мм меньше внутреннего диаметра эксплуатационной колонны, в качестве верхнего пакера - пакер упорного действия наружный диаметр которого на 5-10 мм меньше внутреннего диаметра эксплуатационной колонны, между пакерами устанавливают неизвлекаемую часть устройства раздельной закачки (далее УРЗ) с учетом того, что после установки пакеров в скважине УРЗ должно находиться приблизительно напротив верхнего пласта или объекта разработки, спускают компоновку в скважину на необходимую глубину на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 60-73 мм, НКТ спускают с замером длины и шаблонировкой внутреннего сечения колонны насосно-компрессорных труб, выполняют привязку пакеров геофизическим исследованием или по замеру НКТ, выполняют подгонку компоновки в заданный интервал, при привязке геофизическим исследованием выбирают место установки пакеров не ближе 2 метров от муфтового соединения эксплуатационной колонны, монтируют планшайбу, при необходимости проводят гидравлическое испытание колонны насосно-компрессорных труб на герметичность, устанавливают и опрессовывают пакеры, давление закачки жидкости в затрубное пространство при опрессовке пакеров не превышают допустимого давления на эксплуатационную колонну, производят сброс вставки (извлекаемая часть УРЗ) с необходимыми штуцерами в не извлекаемую часть УРЗ с устья скважины, в извлекаемой части УРЗ расположены два проходных канала: первый связывает полость НКТ с верхним пластом, второй - с нижним пластом, в обоих проходных каналах устанавливают штуцеры, которые по мере необходимости распределяют общий объем закачки по пластам (объектам разработки), для уточнения правильности установленных штуцеров определяют расход закачиваемой жидкости в компоновке при помощи геофизического расходомера, перед спуском расходомера в скважину на него устанавливают клапан, перекрывающий отверстие проходного канала для верхнего пласта, затем расходомер спускают в скважину и устанавливают на 20-30 м выше УРЗ, далее производят общий замер объема жидкости, закачиваемой в два пласта и забойного давления, затем расходомер опускают еще ниже - до упора в извлекаемую часть УРЗ, при этом клапан, установленный на расходомер, перекрывает проходной канал к штуцеру верхнего пласта (объекта разработки) и производят замер объема жидкости, закачиваемой в нижний пласт (объект разработки) и забойного давления, при соответствии полученных результатов исследования необходимым скважину оставляют в работе, при необходимости изменения перераспределения закачиваемой жидкости по пластам, производят подъем со скважины извлекаемой части устройства распределения закачки, меняют штуцера на штуцера с необходимым диаметром, и извлекаемая часть УРЗ сбрасывают с устья в скважину.
В результате удается производить внедрение и эксплуатацию технологии ОРЗ в нагнетательных скважинах малого диаметра 102-114 мм без риска возникновения аварий и осложнений, что позволяет получить дополнительную добычу нефти с исключением больших эксплуатационных затрат.
Пример.
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
Монтируют и спускают в скважину перо-воронку диаметром 60 мм, скребок СК-114, шаблон диаметром 94 мм и длиной 20 м, пакер ПРО-92 на НКТ диаметром 60 мм, проработали эксплуатационную колонну в интервале 1620-1678 м, 1702-1708 м. Шаблонируют эксплуатационную колонну до глубины 1708 м. Промывают забой скважины в объеме 27,2 м до глубины 1730,29 м. Подгоняют и устанавливают пакер на глубине 1668 м. Определяют герметичность э/колонны закачкой жидкости по межтрубному пространству при давлении 130 атм за 30 мин, эксплуатационная колонна в интервале 0-1668 м герметична, излива по НКТ нет пакер герметичен. Срывают и перепосаживают пакер на глубине 1705 м. Определяют приемистость пласта закачкой жидкости по НКТ в объеме 6 м3 при давлении 80атм расход 216 м/сут. излива по межтрубному пространству нет, пакер герметичен. Определяют приемистость пласта закачкой жидкости по межтрубному пространству в объеме 6 м при давлении 80 атм расход 432 м/сут. излива по НКТ нет, пакер герметичен. Срывают пакер, поднимают компоновку на НКТ. Исследуют скважину t, РГД, ГК ЛМ в интервале 1630-1731,4 м: закачиваемая вода поглощается интервалами перфорации 1678,2-1679,8 м - 124,8 м/сут - 52%, 1700-1701,5 м - 12 м/сут - 5%, 1708-1712 м-21,6 м/сут - 9% 1714-1716 - 16,8 м/сут - 7%, 1719,2-1723,6 м - 64,8 м/сут - 27% при давлении закачки 30 атм расход 240 м/сут. Затрубная циркуляция жидкости вниз данным исследование не выявлена. Забой по локатору муфт 1731,4 м. Давление в простаивающей скважине на кровлю верхнего интервала перфорации - 176,9 атм. Определили состояние эксплуатационной колонны прибором ГФ-8 в интервале 1620-1722,6 м: отмечается увеличение внутреннего диаметра в интервалах: 1677,6-1680,2 м до 106,1 мм, 1706,7-1710,2 м до 113,9 мм, 1719,5-1722,6 м до 104,0 мм. Исследуют скважину АКЦ в интервале 1617,4-1732 м. Спускают компоновку снизу вверх: воронка диаметром 60 мм и длиной 0,2 м; патрубки диаметром 60 мм 2 штуки длиной 2,04 м с покрытием ПЭП-585; переводник диаметром 60/48 мм длиной 0,23 м; пакер ПРО-ЯМО3-92-40-700 длиной 1,63 м; монтажный патрубок диаметром 60 мм длиной 1,29 м с покрытием ПЭП-585; НКТ 1 шт диаметром 60 мм длиной 10,2 м с покрытием ПЭП-585; безопасный переводник диаметром 60 мм длиной 0,27 м; НКТ 1 шт диаметром 60 мм длиной 10,04 м с покрытием ПЭП-585; узел распределения закачки УР3-73 длиной 1,01 м; патрубки 4 шт диаметром 60 мм длиной 5,16 м с покрытием ПЭП-585; НКТ 2 шт.диаметром 60 мм длиной 20,63 м с покрытием ПЭП-585; пакер П-ЯВЖТ-С-92-50-500 длиной 1,97 м; монтажный патрубок диаметром 60 мм длиной 1,04 м с покрытием ПЭП-585; безопасный переводник диаметром 60 мм длиной 0,27 м; НКТ 2 шт диаметром 60 мм длиной 20,51 м с покрытием ПЭП-585; реперный патрубок диаметром 60 мм длиной 2,04 м с покрытием ПЭП-585; НКТ диаметром 60 мм 158 шт длиной 1625,12 м с покрытием ПЭП-585; подпьедестальный патрубок диаметром 60 мм длиной 0,4 м с покрытием ПЭП-585; переводник диаметром 60/73 мм длиной 0,1 м. Спуск НКТ производят с герметизацией резьбовых соединений герметизирующей смазкой Русма. Производят закачку АКЖ в V-8,5м. Подгоняют и устанавливают пакер ПРО-ЯМО3-92-40-700 в интервале 1703,8-1705,43 м, пакер П-ЯВЖТ-С-92-50-500 в интервале 1653-1654,97 м. Посадку пакера производят с нагрузкой 9,6 т. Вес НКТ вверх - 10,8 т, вниз - 9,7 т. Опрессовывают пакер закачкой жидкости по межтрубному пространству при давлении 50 атм за 30 мин - излива по НКТ нет, пакер герметичен. Опрессовывают пакер закачкой жидкости по НКТ в объеме 6 м при давлении 80 атм - излива по межтрубному пространству нет, пакер герметичен. С устья скважины сбрасывают вставку (извлекаемую часть) УРЗ со штуцерами диаметром согласованным с геологической службой заказчика. Спускают расходомер в скважину с установленным клапаном для перекрывания отверстия проходного канала для верхнего пласта и устанавливают на 20-30 м выше УРЗ. Далее производят общий замер объема жидкости, закачиваемой в два пласта. Затем расходомер опускают еще ниже - до упора в извлекаемую часть УРЗ, при этом клапан, установленный на расходомер, перекрывает проходной канал к штуцеру верхнего пласта, и производят замер объема жидкости, закачиваемой в нижний пласт. Полученные результаты исследования соответствуют необходимым - скважина остается в работе.
Применение предложенного способа позволяет решить задачу получения дополнительной добычи нефти за счет внедрения и эксплуатации технологии ОРЗ на нагнетательной скважине малого диаметра 102-114 мм без риска возникновения аварий и осложнений.