УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОСВОЕНИЯ ПЛАСТА СКВАЖИНЫ СВАБИРОВАНИЕМ
DEVICE FOR DEVELOPMENT OF WELL WITH SWABBING

Изобретение относится к области нефтяной и нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении скважин после бурения и в процессе эксплуатации.
Известно устройство для освоения пласта скважины свабированием (см. Е.П.Солдатов, И.И.Клещенко, В.Н.Дудкин. Свабирование - ресурсосберегающая технология. НТЖ "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море". 6-7. 1997. с.27-29), включающее установленную в скважине колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), сваб, спущенный в колонну НКТ с ограничителем хода, а также с пакером, устанавливаемым выше пласта, или без него.
Недостатком данного устройства являются:
во-первых, при свабировании скважины без пакера создается очень низкая депрессия на пласт (0,6-0,8 МПа) и необходимо производство значительного числа (8-12) циклов свабирования, что по времени ведет к значительным трудозатратам и снижает эффективность работы устройства;
во-вторых, при свабировании скважины с пакером, напротив, создаются высокие (7-8 МПа), очень резкие депрессии на пласт, что негативно сказывается на состоянии призабойной зоны скважины при вызове притока из слабоцементированных коллекторов, нефтеводонасыщенных пластов и т.д. Во всех случаях результативность свабирования повышается с увеличением частоты и стабильности операций спуска-подъема сваба;
в-третьих, при наличии пакера в составе устройства, по окончании освоения, при срыве пакера скважинная жидкость, находящаяся в межтрубном пространтсве, попадает обратно в пласт, кольматируя призабойную зону пласта, в результате происходит глушение освоенной скважины и сводится к нулю освоение скважины.
8
Наиболее близким по технической сущности является способ свабирования скважины (патент RU №2181830, МПК  Е21В 43/00, опубл. в бюл. №12 от 27.04.2002 г.), заключающийся в понижении давления жидкости глушения на продуктивный пласт путем периодического отбора жидкости из эксплуатационной колонны и подъема ее на поверхность свабом, при котором в скважине, разделенной по глубине пакерным узлом, установленным ниже статического уровня жидкости, отбор жидкости из эксплуатационной колонны осуществляют, по крайней мере, одним из свабов, перемещаемым в колонне насосно-компрессорных труб в подпакерной области, а отбор жидкости из надпакерной области и подачу ее на поверхность осуществляют другим свабом, перемещаемым в колонне насосно-компрессорных труб, размещенных в надпакерной области.
Устройство для осуществления этого способа включает два сваба, две колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с ограничителями хода соответствующих свабов и фильтром для сообщения с пластом одной из колон НКТ, оснащенной пакером, устанавливаемым выше пласта.
Недостатками данного устройства являются:
- во-первых, сложность конструкции, связанная с наличием двух колонн НКТ и двух свабов;
- во-вторых, по окончании свабирования необходимо распакеровывать пакер и извлекать две колонны НКТ, при этом столб скважинной жидкости, находящийся выше пакера в межтрубном пространстве между эксплуатационной колонной и колонной НКТ, попадает в освоенный пласт, при условии, если давление, создаваемое гидростатическим уровнем столба скважинной жидкости, находящейся выше пакера, больше пластового давления. В результате скважинная жидкость, находящаяся в межтрубном пространстве над пакером попадает обратно в пласт, т.е. происходит глушение освоенной скважины и кольматируется призабойная зона пласта, ухудшаются коллекторские свойства пласта и сводится к нулю результат освоения скважины;
в-третьих, высока вероятность обрыва каната, тянущего сваб, в заделке или по телу каната, что приводит к осложнению в скважине, ликвидация которого требует дополнительных финансовых затрат.
Задачей изобретения является упрощение конструкции устройства и технологии работ с его применением, а также повышение эффективности освоения скважины за счет исключения попадания скважинной жидкости, находящейся в межтрубном пространстве между эксплуатационной колонной и колонной НКТ выше пакера, а также гарантированное исключение обрыва каната, тянущего сваб.
Поставленная задача решается устройством для освоения пласта скважины свабированием, включающим сваб, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с ограничителем хода сваба и фильтром для сообщения с пластом, пакер, устанавливаемый выше пласта.
Новым является то, что колонна НКТ выше пакера, но ниже ограничителя хода сваба оснащена рядом сквозных отверстий, в начальном положении герметично перекрытых полой втулкой, зафиксированной срезным элементом относительно колонны НКТ и снабженной подпружиненным вниз клапаном, при этом полая втулка имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз под действием создаваемого избыточного давления в колонне НКТ до упора во внутреннюю кольцевую выборку колонны НКТ с последующей фиксацией пружинным разрезным стопорным кольцом за верхний торец полой втулки и сообщения внутреннего пространства колонны НКТ с надпакерной зоной, при этом сваб оснащен предохранительным клапаном, подпружиненным вверх и открывающимся при усилии 80-90% от критически допустимого усилия.
На фиг.1, 2 и 3 изображена последовательно схема осуществления способа освоения пласта свабированием и предлагаемого устройство для его осуществления.
На фиг.4 в разрезе схематично изображен сваб с предохранительным клапаном.
Устройство для освоения пласта 1 свабированием состоит из спущенной в скважину 2 (см. фиг.1 и 2) колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) 3, а также изолирующего межтрубное пространство 4 пакера 5, устанавливаемого на 10-15 м выше пласта 1. В колонну НКТ 3 спущен сваб 6 на канате 7. Ограничитель хода 8 сваба 6 зафиксирован внутри колонны НКТ 3 любым известным способом, например на резьбе. Пакер 5 герметично разделяет межтрубное пространство 4 на подпакерную 9 и надпакерную 10 зоны.
На конце колонны НКТ 3 установлен фильтр 11, заглушенный снизу и служащий для сообщения внутреннего пространства колонны НКТ 3 с пластом 1.
Колонна НКТ 3 выше пакера 5, но ниже ограничителя хода 8 сваба 6 оснащена рядом сквозных отверстий 12, в начальном положении герметично перекрытых полой втулкой 13. Полая втулка 13 срезным элементом 14 зафиксирована относительно колонны НКТ 3 и снабжена подпружиненным вниз клапаном 15.
Полая втулка 13 имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз под действием создаваемого избыточного давления в колонне НКТ 3 до упора во внутреннюю кольцевую выборку 16 колонны НКТ 3, с последующей фиксацией пружинным разрезным стопорным кольцом 17, размещенным во внутренней кольцевой выборке 18 колонны НКТ 3, за верхний торец 19 полой втулки 13 и сообщения внутреннего пространства колонны НКТ 3 с надпакерной 10 зоной.
Необходимую герметичность в процессе работы обеспечивают уплотнительные элементы (на фиг.1, 2, 3, 4 показаны условно).
Сваб 6 оснащен предохранительным клапаном 20, при этом его конструкция может быть такой, как изображена на фиг.4.
Предохранительный клапан 20 подпружинен вверх посредством пружины 21 и открывается при усилии 80-90% от критически допустимого на заделку (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано) сваба 6, при этом жидкость, находящаяся внутри колонны НКТ 3 выше сваба 6, перетекает сквозь открывшийся предохранительный клапан 20 в колонну НКТ 3 под сваб 6.
Например, критическое усилие на заделку 22 сваба 6 составляет 4 т. Таким образом, пружина 21 отрегулирована на (80-90%)×4 т=3,2÷3,6 т, при достижении которого предохранительный клапан 20 открывается.
Устройство работает следующим образом. Устройство монтируют в скважине 2 (см. фиг.1), при этом пакер 5 может быть любой конструкции, например с упором на забой, например ПРО. Пакер сажают в скважине 2 на 10-15 м выше кровли пласта 1, при этом ряд сквозных отверстий 12 колонны НКТ 3 в начальном положении герметично перекрыт полой втулкой 13, зафиксированной срезным элементом 14.
Затем в колонну НКТ 3 на канате спускают сваб 6 до расчетной глубины. Далее начинают процесс освоения пласта 1 свабированием с помощью наземного привода, например, агрегатом для свабирования (на фиг.1, 2, 3 не показано).
Производят отбор жидкости по колонне НКТ 3 (см. фиг.1) свабированием из подпакерной зоны 9 через фильтр 11 до получения стабильного притока продукции пласта 1 путем периодического подъема жидкости по колонне НКТ 3 с помощью сваба 6, определенных порций жидкости из скважины 2 при последовательном ступенчатом снижении уровня жидкости и соответствующем изменении глубины спуска сваба 6 при каждом последующем ходе. Высота поднимаемого столба жидкости и соответственно объем жидкости, поднимаемой за один цикл, определяются глубиной погружения сваба 6 под уровень жидкости в каждом цикле. В процессе свабирования предохранительный клапан 20 (см. фиг.4) открывается, если усилие, создаваемое столбом жидкости, находящимся внутри колонны НКТ 3 над свабом 6, превышает упомянутые выше 3,2÷3,6 т. Например, столб жидкости в колонне НКТ 3 создает усилие на сваб, равное, 3,7 т, при этом предохранительный клапан 20 открыт.
При уменьшении усилия, создаваемого столбом жидкости, находящимся внутри колонны НКТ 3, на сваб 6 до 3,2÷3,6 т предохранительный клапан 20 закрывается.
После получения стабильного притока продукции из пласта 1 посредством каната 7 извлекают из колонны НКТ 3 сваб 6, при этом надпакерная 10 и подпакерная 9 зоны остаются разобщенными посредством полой втулки 13, перекрывающей в начальном положении сквозные отверстия 12 колонны НКТ 3.
Затем обвязывают нагнетательную линию насосного агрегата (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано) с колонной НКТ 3 на устье скважины 2. С помощью насосного агрегата, установленного на устье скважины 2, создают в колонне НКТ 3 избыточное гидравлическое давление, например до 6-7 МПа, при этом сначала разрушается срезной элемент 14, и полая втулка 13 совместно с подпружиненным вниз клапаном перемещаются вниз до упора нижним торцом полой втулки 13 во внутреннюю кольцевую выборку 16, при этом происходит фиксация полой втулки 13 стопорным кольцом 17, находящимся во внутренней кольцевой выборке 18 колонны НКТ 3, за ее верхний торец 19, что позволяет избежать осевых перемещений полой втулки 13 вверх с перекрытием ряда сквозных отверстий 12 при последующем свабировании скважины 2.
1
В результате происходит сообщение межтрубного пространства 4 в надпакерной зоне 10 и внутреннего пространства колонны НКТ 3 и выравнивание в них высоты H столба жидкости (см. фиг.2).
Отсоединяют насосный агрегат от колонны НКТ 3 на устье скважины 2 и в колонну НКТ 3 вновь спускают сваб 6 на канате 7.
1
2
2
пл
Производится отбор жидкости по колонне НКТ свабированием из подпакерной 9 и надпакерной 10 зон до снижения уровня жидкости на величину ΔН=Н-Н (см. фиг.2 и 3) в надпакерной зоне межтрубного пространства до тех пор, пока давление, оказываемое гидростатическим уровнем Н (см. фиг.3) скважинной жидкости, не будет ниже пластового давления (Р).
пл
где Р - пластовое давление, МПа;
3
ρ - плотность, кг/м;
2
g - ускорение свободного падения, м/с;
2
Н - высота столба жидкости в надпакерной зоне межтрубного пространства и до кровли пласта, м;
или
Затем производят распакеровку (снятие) пакера 5 и его извлечение вместе с колонной НКТ 3.
Предложенное устройство имеет простую конструкцию и технологию работ с его применением. Кроме того, оно позволяет повысить эффективность освоения скважины путем исключения попадания скважинной жидкости, находящейся выше пакера в межтрубном пространстве между эксплуатационной колонной и колонной НКТ, в освоенный пласт после распакеровки пакера. Кроме того, предложенное устройство позволяет исключить обрыв каната, тянущего сваб, что позволяет избежать дополнительных финансовых затрат на ликвидацию осложнения.