СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ
WELL OPERATION METHOD

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при добыче продукции из скважины, в частности нефти, при осложнениях, связанных с повышенным газовым фактором - высоким содержанием попутного газа в добываемой продукции.
Известен способ эксплуатации скважины, включающий спуск бесштангового насоса - глубинного центробежного насоса на колонне насосно-компрессорных труб и откачку продукции скважины по упомянутым трубам (RU 2380521, 27.01.2010).
Недостатком известного способа является то, что энергия попутного газа не используется и оказывает вредное влияние на работу глубинного насоса. Накапливающийся в кольцевом пространстве скважины попутный газ под избыточным давлением периодически стравливают через перепускной клапан на устьевой арматуре в выкидную линию скважины.
Известен способ эксплуатации скважины, включающий спуск колонны подъемных труб с бесштанговым насосом в нижней части и перепускным клапаном над упомянутым насосом, отбор пластового флюида с помощью бесштангового насоса, временную остановку насоса при нарушении стабильного режима эксплуатации, продувку колонны труб и устьевой арматуры попутным газом для устранения жидкости из колонны труб с явно выраженными тиксотропными свойствами и пробками разной природы, нарушающими стабильный режим эксплуатации скважины, возобновление эксплуатации скважины бесштанговым насосом с обеспечением необходимого режима эксплуатации (SU 1599526, 15.10.1990).
Недостатком известного способа является частичное использование энергии попутного газа и потому неоправданный перерасход электрической энергии, обусловленный использованием насосного режима эксплуатации в качестве основного.
Задачей изобретения является использование энергии попутного газа при эксплуатации скважины в возможно большей степени.
Однако в большинстве случаев после глушения скважины жидкостью глушения, например, на период проведения капитального ремонта скважины использование попутного газа связано с повышенными трудностями освоения - вывода скважины на стабильный режим эксплуатации. Традиционный вариант эксплуатации с ориентацией на попутный газ требует использования ряда пусковых газлифтных клапанов. Однако газлифтные системы пуска эффективны только при использовании стабилизированного по давлению источника газа, каковым попутный газ в течение определенного времени не является. Поэтому на время пуска при традиционном решении предполагается использование стабилизированного по давлению источника газа - компрессорного агрегата высокого давления - дорогостоящего оборудования с дорогим обслуживанием, особенно в зимнее время года. Все это опять не способствует оптимальным затратам энергии, времени и прочих сопутствующих средств при эксплуатации скважины.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности эксплуатации скважины за счет более полного использования энергии попутного газа при одновременном повышении коэффициента извлечения полезной продукции со снижением ее обводнения.
Необходимый технический результат достигается тем, что способ эксплуатации скважины включает спуск колонны подъемных труб с бесштанговым насосом в нижней части и перепускным узлом ввода газа в колонну подъемных труб, установленным на расчетной глубине над упомянутым насосом, отбор пластового флюида с помощью бесштангового насоса с накоплением попутного газа в кольцевом пространстве скважины до избыточного давления, обеспечивающего возможность оттеснения жидкости из кольцевого пространства скважины в колонну подъемных труб через перепускной узел, отбор пластового флюида в форсированном режиме - при одновременной работе бесштангового насоса и естественного газлифта до обеспечения заданной депрессии и очистки призабойной зоны пласта, циклический режим работы скважины до снижения обводнения пластового флюида и стабилизации обводнения, отключение бесштангового насоса и перевод скважины в основной режим - режим газлифтной эксплуатации скважины с использованием попутного газа (собственного для данной скважины пластового газа), осуществление газлифтной эксплуатации до естественного увеличения обводнения (не выше заданной величины) пластового флюида, последующее повторение операций с отбором пластового флюида с помощью бесштангового насоса.
Кроме того, в качестве бесштангового насоса применяют центробежный или винтовой, или мембранный, или любой другой насос с электроприводом;
в качестве перепускного узла применяют дифференциальный узел ввода газа в колонну подъемных труб (для обеспечения периодической - непрерывно-дискретной работы естественного газлифта в частном случае);
циклический режим работы скважины задают изменением производительности отбора пластового флюида и/или периодическими остановками в отборе этого флюида;
продолжительность остановок в отборе пластового флюида принимают различной, в том числе в отношении к работе дифференциального узла ввода газа в колонну подъемных труб (принимают широкий диапазон настроек упомянутого дифференциального узла);
в случае осуществления операции глушения в процессе эксплуатации скважины очистку прискважинной зоны пласта осуществляют до удаления следов жидкости глушения.
Сущность изобретения заключается в том, что при эксплуатации скважины используют бесштанговый насос и естественный газлифт (газлифт на попутном газе). Бесштанговый насос в основном используют в качестве средства для пуска скважины после технологических остановок, связанных с капитальным или подземным ремонтом скважины, выводом ее на режим стабильной работы газлифта. С помощью бесштангового насоса и естественного газлифта обеспечивают кратковременный форсированный режим работы скважины для очистки призабойной зоны продуктивного пласта - далее пласта. После этого с помощью бесштангового насоса и/или естественного газлифта обеспечивают нестационарный - циклический режим работы скважины для включения в дренирование пласта по всей его толщине и снижения при этом обводнения добываемой продукции скважины. Затем отключают бесштанговый насос и переходят на основной режим эксплуатации скважины - режим газлифтной эксплуатации. Его осуществляют до того времени, пока скважина не начнет, например, «глохнуть» от накапливающейся со временем воды. В этом случае скважину переключают на другой режим эксплуатации - включают в работу бесштанговый насос без глушения скважины. Через некоторое время скважину переключают опять на основной режим - режим газлифтной эксплуатации. При этом необходимость повторения форсированного и циклического режимов работы скважины устанавливают по фактическим данным работы скважины. В качестве возможного варианта газлифтной эксплуатации скважины может быть принят вариант газлифтной эксплуатации в периодическом режиме (непрерывно-дискретная газлифтная эксплуатация).
Такое решение обеспечивает возможность оптимальной работы скважины практически на собственном энергетическом ресурсе - на попутном газе в малой зависимости от внешних условий. Небольшую энергетическую подпитку используют лишь на подготовительных этапах - для пуска или перезапуска скважины, или на настройку скважины на оптимальный режим при ее отклонениях от него в процессе эксплуатации. Возможность изобретения по настройке скважины на оптимальный режим ее работы обеспечивают циклическим режимом работы скважины, т.е., например, изменением производительности во времени, давления отбора продукции, периодического отключения и пр. Циклический режим обеспечивает необходимый перепад давления между низкопроницаемыми и высокопроницаемыми зонами пласта и существенно увеличивает массообмен между ними.
В обводненных продуктивных пластах, например, с нефтью в виде разрозненных дислокации такой режим воздействия обеспечивает подключение процессов гидродинамических воздействий к низкопроницаемым нефтенасыщенным зонам, капиллярных и/или гравитационно-капилярных процессов, а также и механизма снижения вязкости продукции скважины, например нефти, от ее непрерывного движения под действием постоянно действующих градиентов давлений. Неоднородная фильтрующая среда по высоте пласта при таких состояниях становится более однородной по характеру фильтрации, а менее вязкая продукции скважины наиболее благоприятно извлекается газлифтом. Эффекты гидродинамического воздействия проявляются в большей степени, если воздействия (переменные давления и состояния скважины) имеют достаточно высокую степень нестационарности. Именно нестационарность не позволяет развиваться привычным каналам фильтрации и росту обводнения продукции скважины по этим каналам.
Бесштанговый насос, а именно центробежный или винтовой, или мембранный, или другой насос с электроприводом, применяют потому, что он обеспечивает более широкую (гибкую) возможность управления режимом его работы, особенно в паре с газлифтом, чем, например, штанговый насос.
В качестве перепускного узла, обеспечивающего периодический режим работы скважины, может быть применен узел (клапан), выполненный, например, в виде подвижного сопла для сообщения его входа с кольцевым пространством скважины и подпружиненного плунжера с запорным наконечником, внутри которого размещен дифференциальный механизм управления, обеспечивающий возможность периодического режима работы скважины (см., например, RU 2239696, 10.11.2004).
Периодический режим работы газлифта при определенных условиях (определяется индивидуально для каждого случая) может быть более предпочтительным, чем непрерывный режим работы газлифта. Точно также в иных случаях более предпочтительным может быть принят вариант, обеспечивающий непрерывный режим работы газлифта. Для этого случая в качестве перепускного узла может быть принят узел в виде, например, сопел высокого и низкого давлений, между которыми размещена втулка с калиброванным осевым отверстием, а также заглушка, что обеспечивает возможность изменения объема добываемой продукции в сторону увеличения или уменьшения (см., например, RU 7916 U1, 10.01.2009). Вышеприведенные перепускные узлы приведены в качестве примеров для доказательства возможности осуществления способа с помощью известных средств.
Данный способ не ограничивает возможность применения других перепускных узлов для обеспечения работы естественного газлифта в дискретном или непрерывном режиме.
Изменение производительности отбора пластового флюида и/или использование периодических остановок в отборе этого флюида, а также то, что продолжительность остановок в отборе пластового флюида принимают различной (от цикла к циклу), повышают степень нестационарности работы скважины и в еще большей степени повышают эффективность способа в части обеспечения или ускорения выхода скважины на режим с уменьшением обводнения добываемой продукции.
Режим работы при непрерывно-дискретном газлифте осуществляют за счет изменения режимов работы бесштангового насоса и/или естественного газлифта. При этом могут быть периодически отключены бесштанговый насос и/или естественный газлифт. Последний, как вариант, может быть отключен с помощью средств канатной техники, спускаемых с устья под давлением без глушения скважины.
Вместе с тем периодичность работы естественного газлифта, как вариант, может быть использована в общей схеме организации циклического режима работы скважины, например, в чередовании с остановками бесштангового насоса. При этом порядок организации циклического режима, от цикла к циклу, предпочтительно осуществлять по разному - возможно даже по случайному закону.
Способ осуществляют следующим образом.
В скважину, например нефтяную, осуществляют спуск колонны подъемных труб, например насосно-компрессорных труб (НКТ), выполняющих функцию лифтовых, с бесштанговым насосом в нижней части, например электроцентробежным. Выше электроцентробежного насоса на расчетной глубине устанавливают перепускной узел для обеспечения гидрогазодинамической связи кольцевого пространства скважины с колонной НКТ. В качестве перепускного узла используют, например, узел (клапан), выполненный в соответствии с вышеупомянутым патентом RU 2239696 или узел в соответствии с патентом RU 7916 U1 для обеспечения возможности ввода флюида из кольцевого пространства скважины в колонну НКТ. Запускают электроцентробежный насос. С выходом скважины на постоянный режим к приему электроцентробежного насоса из пласта вместе с нефтью поступает попутный газ. Часть объема газа в результате естественной сепарации у приема электроцентробежного насоса выделяется из нефти и накапливается в полости над уровнем жидкости в кольцевом пространстве скважины (в пространстве между обсадной колонной скважины и колонной НКТ). По мере его накопления в кольцевом пространстве повышается давление. Под действием этого давления уровень жидкости оттесняется до перепускного узла. Происходит прорыв газа через перепускной узел. Затем в процессе работы насоса устанавливается монотонная подача газа под избыточным давлением через перепускной узел из кольцевого пространства в поток нефти (как правило обводненной) внутри НКТ. После установления избыточного давления скважина начинает функционировать в установившемся режиме. Избыточное давление обеспечивает необходимый перепад давлений между давлением в кольцевом пространстве и давлением в НКТ на уровне (глубине) установки перепускного узла. Обеспечение стабильной подачи газа в колонну НКТ через перепускной узел приводит к дополнительному газированию потока нефти и тем самым уменьшению ее плотности по всей длине колонны НКТ. Пузырьки газа, попадая через перепускной узел в поток нефти, расширяются в объеме потока и сообщают ему дополнительную энергию. При этом повышается скорость подъема газожидкостного потока вверх. Дополнительное сообщение энергии попутного газа потоку нефти от электроцентробежного насоса способствует повышению скорости подъема нефти в НКТ. При необходимости увеличивают производительность электроцентробежного насоса и осуществляют отбор пластового флюида в форсированном режиме - при одновременной работе электроцентробежного насоса и естественного газлифта. Это продолжают до обеспечения заданной депрессии и очистки призабойной зоны пласта. Если запуск скважины осуществляют после капитального или подземного ремонта скважины, то очистку призабойной зоны пласта завершают по факту окончания выноса следов жидкости глушения на устье скважины. Устанавливают степень обводнения добываемой нефти по отбираемым пробам на устье скважины. При не допустимых величинах обводнения, например, выше 80% переходят на циклический режим работы скважины. Для этого, например, изменяют производительность электроцентробежного насоса - вначале ее увеличивают, затем уменьшают, снова увеличивают и потом электроцентробежный насос останавливают.
При этом контролируют обводнение нефти. При отклике обводнения на определенные действия эти действия берут за основу, но с вариациями для создания нестационарного режима в возможно большей степени. При снижении обводнения нефти и ее стабилизации переходят на основной режим эксплуатации - режим естественного газлифта постоянного или периодического действия. При этом обводнение нефти продолжают контролировать. Со временем при эксплуатации скважины до естественного увеличения обводнения пластового флюида операции с запуском электроцентробежного насоса повторяют.