Способ добычи нефти с высоким газовым фактором
PRODUCTION METHOD OF OIL WITH HIGH GAS FACTOR

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности для освоения и эксплуатации добывающих скважин на месторождениях нефти с высоким газовым фактором.
Известен способ освоения и эксплуатации скважин (патент RU № 2394978, МПК Е21В 43/00, опубл. 20.07.2010 Бюл. № 20), включающий установку пакера, под которым устанавливают перепускное устройство, спуск глубинного насоса на насосно-компрессорных трубах - НКТ, осуществление подъема скважинной жидкости по НКТ за счет периодического включения и отключения насоса, причем между пакером и глубинным насосом устанавливают, по меньшей мере, одно перепускное устройство и/или, по меньшей мере, один посадочный элемент с глухой пробкой, затем при нахождении перепускного устройства в положении «закрыто» осуществляют освоение скважины насосом до полного или частичного извлечения воды и жидкости глушения, далее отключают глубинный насос и переводят перепускное устройство из положения «закрыто» в положение «открыто» и/или осуществляют смену глухой пробки на перепускное устройство и перепускают через него по НКТ из подпакера затрубный газ в трубную полость вместе с пластовым флюидом и выводят скважину на фонтанный режим работы.
Недостатками данного способа являются сложность реализации из-за необходимости постоянного контроля за динамическим уровнем жидкости, необходимость постоянного синхронного переключения включения-выключения насоса и закрытия и открытия перепускного клапана, что снижает надежность, напрямую связанную с количеством переходных процессов при переключении.
Известен также способ насосной добычи нефти с высоким газовым фактором (патент RU № 2627797, МПК Е21В 43/00, опубл. 11.08.2017 Бюл. № 23), включающий бурение бокового ствола ниже динамического уровня жидкости в основном стволе скважины, цементирование забоя основного ствола и спуск в него оборудования, причем в основной ствол ниже врезки бокового ствола спускают хвостовик, глубинный насос располагают выше места врезки бокового ствола, затрубное пространство скважины соединяют с верхней частью напорной емкости и выкидным коллектором, расположенным на устье скважины, а нижнюю часть напорной емкости связывают с насосом, приемную часть которого сообщают с питающей емкостью для рабочей жидкости, а откачку накапливающегося газа из затрубного пространства производят периодически с помощью насоса, включаемого для подачи рабочей жидкости в нагнетательную емкость с газом в цикле его закачки в выкидной коллектор, и отключаемого для слива рабочей жидкости из нагнетательной емкости в питающую в цикле поступления газа из затрубного пространства в нагнетательную емкость.
Недостатками данного способа являются сложность реализации высокие материальные затраты, связанные со строительством бокового ствола, и невозможность эксплуатации при снижении пластового давления ниже врезки (с учетом того, что угол врезки составляет 2º – 4º, а минимальный радиус кривизны составляет примерно 60 м, то врезка должна осуществляться выше кровли продуктивного пласта как минимум на 40 м, то есть работоспособный предел пластового давления должен быть не менее ≈ 0,4 МПа, а с учетом снижения насосом гидродинамического уровня – 0,5 – 0,6 МПа, чтобы исключить срыв потока жидкости на входе насоса).
Наиболее близким по технической сущности является глубинно-насосная установка (патент RU № 2586349, МПК Е21В 43/00, Е21В 43/38, опубл. 10.06.2016 Бюл. № 16), включающая штанговый насос, трубу-хвостовик с обратным клапаном, установленные на пакере, причём что коммутатор, насаженный на упоры трубы-хвостовика, гидравлически соединяет упомянутую трубу-хвостовик через обратный клапан, установленный на его верхнем конце, с трубой-свечой, длина которой превышает расстояние от динамического уровня до глубины подвески насоса, при этом труба-хвостовик с трубой-свечой образуют гидравлический канал сообщения забоя скважины с затрубным пространством, параллельно трубе-свече на верхней полумуфте упомянутого коммутатора установлен штанговый насос, при этом нижний торец коммутатора выполнен в виде усеченного конуса с основанием, направленным вниз, а по наружному диаметру снабжен центраторами.
Данным устройством реализуется способ добычи нефти с высоким газовым фактором, включающий спуск на технологических трубах в вертикальную скважину и установку пакера с трубой-хвостовиком, оснащенной выше пакера обратным клапаном и наружными упорами, извлечение технологических труб, спуск на колонне труб с насосом коммуникатора, нижний торец которого выполнен в виде усеченного конуса с основанием, направленным вниз, а по наружному диаметру снабжен центраторами, с параллельной насосу трубой-свечой, сообщенной с внутренней полостью коммуникатора, коммуникатор спускают до установки коммуникатора при помощи конуса на наружные упоры трубы-хвостовика с расположением верхнего края трубы-свечи (патрубка) выше динамического уровня, образуемого при работе насоса, при этом труба-хвостовик с трубой-свечой образуют гидравлический канал сообщения забоя скважины с затрубным пространством, а вход насоса расположен выше коммуникатора.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности практического осуществления способа в диапазоне давлений от 0,3 МПа до 10 МПа, что связано наличием коммуникатора, располагаемого выше пакра, обратного клапана (на открытие которого необходимо как минимум 0,1 МПа) в трубе-хвостовике, располагаемом ниже пакера, под которым из-за этого скапливается выделяемый из продукции газ (который, являясь естественным демпфером для прокачки выше пакер требует как минимум 0,1 МПа) плюс как минимум 10 м над уровнем паста для установки пакера, а необходимость расположения трубы-свечи выше динамического уровня, который при уровне 1000 м (примерно 10МПа) над уровнем пакера может в большой доле вероятности привести к обрыву лифтовой колонны или нарушению соединения с коммуникатором, также из-за наличия обратного клапана в хвостовике и подпакерном пространстве невозможно проводить никаких теологических операций, при этом сложность реализации, так как для установки требуется как минимум две спускоподъемные операции (установка пакера и спуск насосного оборудования с трубой-свечой) и высокая вероятность нарушения коллекторских свойств пласта из-за полного отсутствия защиты от него.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа добычи нефти с высоким газовым фактором, позволяющим упростить и снизить материальные затраты из-за сокращения спускоподъемных операций при установке оборудования до одной, защитить пласт от воздействия разрушающих низких давлений и расширить область применения за счет возможности эксплуатации продуктивных пластов с минимальным пластовым давлением ≈ 0,1 МПа и возможности проведения технологических операций в подпакерном пространстве скважины.
Техническая задача решается способом добычи нефти с высоким газовым фактором, включающим спуск в вертикальный ствол скважины и установку выше продуктивного пласта пакера, спуска на колонне труб насоса со входом, располагаемым выше пакера с соединённой коммуникатором параллельным патрубком, выход которого расположен выше входа насоса, а вход сообщен с подпакерным пространством скважины, отбор дегазированной продукции пласта насосом по колонне труб, а газа – из затрубного пространства. На это авторы не претендуют.
Новым является то, что предварительно геофизическими исследованиями определяют давление насыщения продукции пласта, критическое давление пласта, при котором происходит нарушение коллекторских свойств пласта, и соответствующие им уровни жидкости, пакер перед спуском жестко соединяют с патрубком, который соединяют с колонной труб насоса коммуникатором, выполненным в виде параллельного якоря, так, чтобы после спуска на колонне труб и установки пакера выход патрубка располагался выше критического уровня, но ниже – уровня давления насыщения, при спуске вход насоса располагают ниже критического уровня, при этом уровень жидкости в скважине контролируют датчиками давления или устьевым уровнемером, технологически связанными с блоком управления насоса, регулирующим его работу для нахождения уровня жидкости в надпакерном пространстве между уровнем входа насоса и уровнем газопроявления.
Новым является также то, что для проведения технологических операций в подпакерное пространство скважины через патрубок вводят технологическую колонну.
Новым является также то, что в пределах от уровня насоса до уровня давления насыщения выбирают технологически оправданные соответственно минимальный и максимальный уровни, регулирование уровня жидкости производят включением и выключением насоса, причем при снижении уровня жидкости в надпакерном пространстве до уровня минимального рабочего уровня его отключают, а при восстановлении до максимального рабочего уровня – включают.
Новым является также то, что в пределах от уровня насоса до уровня давления насыщения выбирают технологически оправданные соответственно минимальный и максимальный уровни, в пределах которых осуществляют плавное регулирование производительности насоса.
На чертеже изображена схема реализации способа в продольном разрезе. Конструктивные элементы, технологические соединения и уплотнения, не влияющие на работоспособность способа, на чертеже не показаны или показаны условно.
Способ добычи нефти с высоким газовым фактором осуществляется в следующей последовательности.
Предварительно геофизическими исследованиями в скважине 1 определяют давление насыщения, ниже которого происходит интенсивное выделение газа из продукции пласта 2, критическое давление пласта 2, при котором происходит нарушение коллекторских свойств пласта 3, и соответствующие им уровни жидкости 3 и 4 (показаны условно), рассчитываемые по формуле:
H=P/(g×ρ)
,
где Н – уровень жидкости над продуктивным пластом 2, м;
2
g – ускорение свободного падения, ≈ 9,81 м/с;
3
ρ – плотность добываемой пластовой жидкости, кг/м.
После чего выше вскрытого пласта 2 устанавливают пакер 5 (например, защищенные патентами RU №№ 47047, 59127, 77338 или т.п.) с патрубком 6, сообщающим верхнюю часть подпакерного пространства 7 скважины 1 с надпакерным пространством 8 на уровне выше критического уровня 4, но ниже – уровня давления насыщения 3 (на практике для максимальной эффективности газоотделения: выше критического уровня 4 на 0, 15 – 1,5 м). Такая установка патрубка 6 полностью исключает воздействие на пласт 2 давлениями ниже критических, исключая аварийные ситуации.
Для ускорения выделения газа (газоотделения) из продукции пласта верх патрубка 6 могут снабжать геликоидным патрубком 9 для ускорения и/или закручивания потока. При необходимости проведения технологических операция в подпакерном пространстве 7 сверху патрубка может быть установлен раструб 10 для приема и направления технологической трубы (например, колтюбинговой трубы, полой насосной штанги или т.п. – не показана) с технологически оборудованием (не показано). Так как подобные технические решения известны, авторы на них не претендуют.
На колонне труб 11 в вертикальный ствол скважины 1 спускают насос 12 (штанговый глубинный насос – ШГН, электрический центробежный насос – ЭЦН или т.п.), выход 13 которого располагают выше пакера 5, но - ниже критического уровня. Для контроля уровня жидкости насос 12 перед спуском могут снабжать датчиками давления 14 кабелем 15 или скважину устьевым уровнемером (ультразвуковым, лазерным или т.п. – не показаны), технологически связанными с блоком управления (не показан) насоса 12, регулирующим его работу для нахождения уровня жидкости 16 (динамического уровня) в надпакерном пространстве 7 при добыче продукции пласта 2 между уровнем входа 13 насоса 12 и уровнем давления насыщения 3. Для спуска пакера 5 и насоса 12 за одну спускоподъемную операцию патрубок 6 и колонну труб 11 соединяют коммуникатором – параллельным якорем 17 так, чтобы вход 13 насоса 12 и верхний край патрубка 6 с пакером 5 находились на необходимом расстоянии для обеспечения выше оговорённых условий установки их в скважине 1. Всю собранную конструкцию на колонне труб 11 спускают в скважину 1, и пакер 5 устанавливают над продуктивным пластом 2 перед запуском в работу насосов 12.
Запускают насос 12 для отбора дегазированной продукции пласта 2 по колонне труб 11, а газ отбирают из затрубного пространства колонны труб 11 на устье скважины 1 (не показано). На отбор газа из затрубья скважины 1 авторы не претендуют, так как устройства и способы такого отбора известны.
Регулировку уровня жидкости 16 в надпакерном пространстве 7 можно осуществлять двумя вариантам.
Вариант 1
При использовании нерегулируемого насоса 12 регулирование уровня жидкости 16 в надпакерном пространстве 8, который определяется по показаниям датчиков 14 или устьевого уровнемера, передающего сигнал на блок управления, производят включением и выключением. Для этого выбирают технологически оправданные соответственно минимальный и максимальный уровни (не показаны – рабочий интервал) между уровнями входа 13 насоса 12 и давления насыщения 3. При снижении уровня жидкости 16 в надпакерном пространстве 8 до уровня минимального уровня рабочего интервала по сигналу блока управления насос 12 его отключают, а при восстановлении до максимального уровня рабочего интервала – включают.
Вариант 2
При использовании регулируемых приводов насосов 12 (для ШГН – устьевой, для ЭЦН – погружной электродвигатель, - не показаны) уровень жидкости 16 в надпакерном пространстве 8 который определяется по показаниям датчиков 14 или устьевого уровнемера, передающего сигнал на блок управления, поддерживают постоянно регулированием работы привода насоса 12. При снижении уровня жидкости 16 в надпакерном пространстве 8 до минимального уровня рабочего интервала подает на регулируемый привод насоса 12 сигнал для увеличения производительности насоса 12 (для ШГН – увеличение скорости возвратно поступательно движения, для ЭЦН – увеличение частоты вращения погружного электродвигателя – ПЭД), а при повышении уровня жидкости 16 в надпакерном пространстве 8 до максимального уровня рабочего интервала блок управления подает на регулируемый привод насоса 12 сигнал для снижения производительности насоса 12 (для ШГН – снижение скорости возвратно поступательно движения, для ЭЦН – уменьшение частоты вращения ПЭД). Регулирование производительности насоса 12 продолжается до установления уровня жидкости 16 в пределах рабочего интервала.
Рабочий интервал уровня жидкости 16 в надпакерном пространстве 8 определяется исходя из одного из критериев или их сочетания в различных вариациях, например: режима работы насоса 12 (определяется по паспортным данным); максимально возможной рентабельности (отношения добытой нефти к материальным затратам, например, электроэнергии); режима работы привода насоса 12 (определяется по паспортным данным привода) и/или т.п.
При необходимости проведения без извлечения из скважины 1 насоса 12 (который временно останавливают) технологических операций в подпакерном пространстве 7 (например, обработку призабойной зоны (ОПЗ) пласта 2 кислотой, реагентами для растворения асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), и/или т.п.), в скважину спускают технологическую колонну (колтюбинговую трубу, полые штанги или. т.п. – не показаны), при помощи раструба 10 через патрубок 6 попадают в подпакерное пространство 7, где закачкой реагентов проводят необходимые технологические операции для интенсификации добычи продукции пласта 2 или очистки призабойной зоны пласта 2. После технологических операций технологические трубы извлекают из скважины 1 и работу насоса 12 восстанавливают.
Начинают работу после спуска насоса 12 следующим образом.
Запускают в работу насос 12, который снижает уровень жидкости 16 в надпакерном пространстве 8 ниже пластового для поступления продукции пласта 2 из подпакерного пространства 7 через патрубок 6 под действием пластового давления. После чего отбором продукции насоса 12 снижают уровень жидкости 16 ниже максимального уровня рабочего интервала для интенсивного выделения газа из продукции пласта 2, поступающей в надпакерное пространство 8, из-за снижения давления. При необходимости для ускорения выделения газа продукцию ускоряют и/или закручивают в геликоидном патрубке 9, обеспечивающим дополнительное снижение гидростатического давления в потоке продукции пласта 2. Выделившийся газ по затрубью колонны труб 11 поднимется на устье скважины 1, откуда и отбирается, а дегазированная продукция стекает из патрубка 6 вниз надпакерного пространства 8 к пакеру 5, откуда отбирается насосом 12 и поднимается на поверхность по колонне труб 11. После запуска в работу насоса 12, контроль осуществляют при помощи датчика 14 или устьевого уровнемера и блока управления для регулировки режимов работы насоса 12. Для установки пакера 5 и запуска в работу насоса 12 достаточно высоты столба жидкости над пластом 2 примерно в 10 м, что примерно соответствует давлению 0,1 МПа.
Прилагаемый способ добычи нефти с высоким газовым фактором, позволяет упростить и снизить материальные затраты из-за сокращения спускоподъемных операций при установке оборудования до одной, защитить пласт от воздействия разрушающих низких давлений и расширить область применения за счет возможности эксплуатации продуктивных пластов с минимальным пластовым давлением ≈ 0,1 МПа и возможности проведения технологических операций в подпакерном пространстве скважины.