УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОСВОЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована для освоения и эксплуатации добывающих скважин.
Известно устройство для добычи нефти газлифтным способом, включающее установленные в скважине газлифтные клапаны, управляемые движением газожидкостной смеси, каждый их который содержит полый корпус с выполненными в нем по окружности радиальными отверстиями, седло с проходным каналом, обратный клапан, расположенный под седлом /SU 1696676 А1, МПК5 Е21В 34/06, опубл. 07.12.91/. В корпусах клапанов выше радиального отверстия выполнен дополнительный ряд радиальных каналов. Клапаны установлены в скважинные камеры, которые расположены на НКТ перед пакером.
Недостатком известного устройства является то, что для его осуществления необходима принудительная подача газа с поверхности в надпакерную область для его перепуска через клапан, расположенный в скважинной камере, во внутрь НКТ для барботажа жидкости и облегчения подъема газожидкостной смеси. При этом не возможна подача газа с устья скважины под пакер.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка надежного устройства, обеспечивающего непрерывное извлечение нефти и конденсата на основе комбинации и сочетания применения насосного и фонтанного режимов добычи.
При осуществлении технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении эффективности освоения и эксплуатации скважин.
Указанный технический результат достигается тем, что устройство для освоения и эксплуатации скважин содержит компоновку, включающую пакер, глубинный насос, спущенный в скважину на насосно-компрессорных трубах, и, по меньшей мере, одно перепускное устройство, которое выполнено с возможностью управления гидравлическим давлением или регулируемым электрическим сигналом, и/или, по меньшей мере, один посадочный элемент с глухой пробкой, при этом перепускное устройство установлено или посадочный элемент с глухой пробкой установлен между пакером и глубинным насосом.
Кроме того, перепускное устройство расположено в посадочном элементе, выполненным, например, в виде скважинной камеры. Перепускное устройство может быть выполнено в виде стационарного или извлекаемого регулятора, выполненного с возможностью управления как дистанционно регулируемым от гидравлического давления, так и от электрического сигнала регулятора. Перепускное устройство может быть выполнено в виде автономного клапана. Глубинный насос может быть установлен в интервал перфорации или ниже в зумпф и оборудован приемной сеткой и/или фильтром для предотвращения попадания механических примесей в него. Выше пакера может быть установлен обратный и/или сбивной клапан или скважинная камера с обратным клапаном. Для защиты и крепления кабелей использованы клямсы, центраторы и протекторы. В качестве перепускного устройства использованы сильфонные и/или поршневые регуляторы с обратным клапаном, а в качестве глубинного насоса использован штанговый или центробежный, или мультифазный, или диафрагменный или вихревой насос.
Согласно заявляемому техническому решению становится возможной эксплуатация конденсатных и нефтяных скважин с высоким газовым фактором залежи путем совмещения двух режимов эксплуатации: на начальном этапе при запуске и освоении скважины предполагается отработка ее глубинным насосом для извлечения жидкостей глушения, а затем - последующий перевод скважины на фонтанный режим работы. В отличие от известных технических решений вместо продувки газом используется глубинный насос с периодической и кратковременной работой для извлечения жидкости глушения. А благодаря наличию перепускного устройства и/или посадочного элемента с глухой пробкой, установленных между пакером и глубинным насосом, обеспечивается возможность для перепуска выделившегося газа вместе с продукцией во внутрь НКТ для барботажа и лифтирования с целью интенсификации перевода скважины на фонтанную добычу.
Полезная модель поясняется чертежами, на которых схематично представлено устройство для освоения и эксплуатации скважин.
На фиг.1 представлено устройство для освоения и эксплуатации скважин, при работе глубинного насоса, на фиг.2 - устройство, при работе перепускного устройства, стрелками показано направление пластового флюида, жидкости глушения, воды.
Устройство содержит компоновку, состоящую из глубинного насоса 1, который спускают на насосно-компрессорных трубах (НКТ) 2 с кабелями 3, 4 в скважину, пакера 5 и, по меньшей мере, одного перепускного устройства, которое выполнено с возможностью управления гидравлическим давлением или дистанционно регулируемым электрическим сигналом и установлено между пакером 5 и глубинным насосом 1. В качестве перепускного устройства может быть использована глухая пробка, установленная в посадочном элементе. Перепускное устройство может быть выполнено в виде стационарного или извлекаемого регулятора, например, могут использоваться сильфонные или поршневые регуляторы с обратным клапаном, например в виде автономного клапана 6 или регулятора 8 с дистанционным электрическим или гидравлическим управлением. Возможно расположение перепускного устройства в посадочном элементе, выполненном, например, в виде скважинной камеры 7.
Глубинный насос 1 может быть штанговым, центробежным, мультифазным, диафрагменным, вихревым и т.п.
Глубинный насос 1 может быть оборудован приемной сеткой и/или фильтром для предотвращения попадания механических примесей в насос. Кроме того, может быть использовано дополнительное оборудование, например, клямсы, центраторы и протекторы для защиты и крепления кабелей 3, 4, телескопические соединения, разъединяющие устройства и технологические скважинные камеры для облегчения ведения глушения и аварийных работ.
Кроме этого, для облегчения проведения подземного ремонта дополнительно в скважинах устанавливают выше пакера 5 обратный или сбивной клапан в НКТ 2 или в скважинную камеру 7 с целью осуществления через него глушения скважины или ликвидации парафиновых и гидратных пробок путем различных термохимических промывок. Это необходимо для возможности создания циркуляции затруб-трубки при глушении скважины перед ПРС или КРС или для проведения горячей промывки скважины в случае ее загрязнения асфальтопарафиновыми отложениями (в случае необходимости).
Для исследования скважины могут применяться струйные насосы и измерительные приборы (кабельные или автономные), установленные в скважинной камере 7 или на НКТ 2 и на центраторах. Кабель 4 (шлангокабель или гидравлическая трубка) может иметь электропроводящий провод.
Жидкости глушения разделяются на техногенные жидкости глушения, например, растворы и воды глушения, применяемые при ремонте скважин, и на природные жидкости глушения, например, пластовые минерализованные и конденсированные скважинные воды, входящие в состав пластовых флюидов. Пластовый флюид, как правило, состоит из нефти, конденсата, газа, воды и является многофазным.
Устройство работает следующим образом.
В эксплуатационную колонну 9 с интервалом перфорации 10, заполненную жидкостью глушения, спускают последовательно на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) 2 глубинный насос 1 с силовым кабелем 3 и, при необходимости, кабелем 4, предназначенным для управления дистанционно управляемым регулятором 8.
Далее над глубинным насосом 1 под пакером 5 устанавливают скважинную камеру 7 с перепускным устройством в виде обратного клапана 6 или глухую пробку 11 и регулятор 8. Затем устанавливают пакер 5, в котором герметизируют кабели 3, 4.
Спускают глубинный насос 1 на заданную глубину, пакеруют пакер 5. Устанавливают в посадочный элемент (скважинную камеру 7) глухую пробку 11, а перепускное устройство переводят в состояние «закрыто», например, дистанционно закрывают отверстие в регуляторе 8 и запускают в работу глубинный насос 1.
Начинают осваивать скважину путем отработки жидкости глушения. После отработки и извлечения жидкости глушения отключают глубинный насос 1. Переводят перепускное устройство из состояния «закрыто» в состояние «открыто» или с помощью канатной техники удаляют глухую пробку 11 и выводят скважину на фонтанную эксплуатацию частично в режиме естественного газдифта за счет выделившегося газа под пакером 5.
По мере фонтанирования происходит постепенное накопление жидкости глушения на забое, поскольку конденсат и нефть из пласта всегда поступают в скважину с небольшим процентом воды. Накопление в скважине воды в качестве жидкости глушения приводит к уменьшению фонтанного дебита скважины до полного его прекращения.
Далее после прекращения фонтанирования скважины производят с помощью канатной техники смену клапана 6 на глухую пробку 11 и/или регулятор 8 переводят в состояние «закрыто». Если перепускное устройство выполнено в виде обратного клапана 6 с возможностью автономного перекрытия пропускного отверстия в момент запуска насоса, то смена его на пробку не требуется. Запускают глубинный насос 1 в работу для подъема скопившейся жидкости глушения в виде воды из интервала перфорации 10 и с забоя 12 скважины.
В процессе работы глубинного насоса 1 выделившийся газ накапливается под пакером 5. После отработки воды с забоя 12 принудительно отключают глубинный насос 1 или глубинный насос 1 сам отключается по срыву подачи, например, по «недогрузу» из-за газа. Вместо глухой пробки 11 устанавливают клапан 6, например, с помощью канатной техники и/или с помощью дистанционного регулятора 8 переводят в состояние «открыто». Либо при превышении давления подпакерной зоны над давлением в НКТ происходит самопроизвольное открытие обратного клапана, через отверстие которого выпускается газ из подпакерной зоны во внутрь НКТ 2, обуславливая газлифтный запуск и вывод скважины на фонтанный режим работы.
Глубинный насос 1 используют в основном для освоения скважины и извлечения жидкости глушения. Его устанавливают в скважине при отсутствии зумпфа в интервал перфорации 10 или выше интервала перфорации, а при большом зумпфе и небольших значениях механических примесей или при их отсутствии насос устанавливают в зумпфе, ниже интервала перфорации 10, например, у основания забоя 12 скважины. Технические характеристики глубинного насоса 1 должны обеспечивать высокий его межремонтный период (МРП). При этом глубинный насос 1, например электроцентробежный, подбирают таким образом, чтобы за минимальный интервал времени, например в режиме работы 1-3 часа, насос мог полностью освоить скважину после ремонтных работ с использованием жидкостей глушения или прекращения фонтанирования скважины и отобрать (поднять на поверхность) воду и жидкость глушения без перегрева погружного электродвигателя.
Применение глубинного насоса является кратковременным. Его использование необходимо для извлечения жидкостей глушения, чтобы вывести скважину на фонтанный режим работы после ремонта КРС. Отработка насосом жидкостей глушения также обуславливает снижение противодавления на пласт и, соответственно, создает условия для ее фонтанирования.
В процессе фонтанной эксплуатации скважины также периодически из пласта в скважину подходят пластовые флюиды с жидкостью глушения и с повышенным содержанием воды (иногда сильно минерализованной), которая из-за недостаточной скорости движения по лифту скважины медленно по стенкам НКТ оседает и накапливается на забое скважины, поднимаясь выше интервала перфорации. Накопление жидкости глушения приводит к утяжелению столба в лифте скважины, к увеличению противодавления на пласт и в последующем к полному прекращению фонтанирования скважины.
Предлагаемое устройство для освоения и эксплуатации скважины позволяет дополнительно использовать свободный газ, выделившийся в свободную фазу и накопившийся в подпакерной зоне, для перепуска во внутрь НКТ для облегчения добываемого пластового флюида и усиления процесса его фонтанирования. Кроме того, за счет барботажа и лифтирования скважинной жидкости газом, происходит образование из пластового флюида газожидкостной смеси с низкой плотностью, сопровождающееся снижением противодавления на пласт. Это положительно сказывается на величине депрессии и, соответственно, на приток к скважине пластового флюида, продлевающее период фонтанирования.