СПОСОБ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ИЛИ ПООЧЕРЕДНОЙ ДОБЫЧИ ПЛАСТОВОГО ФЛЮИДА ИЗ СКВАЖИН МНОГОПЛАСТОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЙ УСТАНОВКОЙ ПАКЕРОВ
METHOD OF SIMULTANEOUS SEPARATE OR SUCCESSIVE PRODUCTION OF RESERVOIR FLUID FROM WELL OF MULTIPAY FIELDS WITH PRELIMINARY INSTALLATION OF PACKERS

Изобретение относится к области добычи углеводородов, а именно к скважинным насосным установкам для одновременно-раздельной или поочередной эксплуатации нескольких продуктивных пластов и пропластков скважин многопластовых месторождений, а также для управления «интеллектуальными скважинами».
Известен способ одновременно-раздельной добычи нефти из пластов одной скважины с погружной насосной установкой (аналог) [1] (Патент РФ №2344274, Е21В 43/14. Дата подачи заявки: 16.04.2007. Опубликовано 20.01.2009), включающий спуск в скважину концентрично двух - внешней и внутренней - колонн труб, пакера, расположенного между двумя пластами, и двух искусственных лифтов, причем нижний из них, для добычи флюида из нижнего пласта, спущен на внешней колонне труб и выполнен электропогружным, состоящим, в основном, из насоса с входным модулем и погружного электродвигателя с силовым кабелем, отличающийся тем, что подбирают нижний электропогружной насос с рабочими параметрами в соответствии с дебитом нижнего пласта, спускают его в скважину ниже пакера с кабельным вводом и располагают на глубине выше, ниже или на уровне нижнего пласта для добычи из него флюида по кольцевому пространству, образованному между двумя колоннами труб, а выше электропогружного насоса устанавливают устройство перекрестного течения, выполненное с эксцентричными каналами для подъема флюида нижнего пласта и перекрестным каналом с осевым выходом для притока флюида верхнего пласта, подбирают верхний искусственный лифт с рабочими параметрами в соответствии с дебитом верхнего пласта, причем спускают его отдельно во внешнюю колонну труб выше устройства перекрестного течения на внутренней колонне труб и располагают на глубине выше, ниже или на уровне верхнего пласта для добычи из него флюида по внутренней колонне труб, в свою очередь, верхний искусственный лифт оснащают либо герметизирующим кожухом с кабельным вводом, либо хвостовиком, каждый из которых имеет нижний уплотняющий полый шток, размещенный герметично в осевом выходе перекрестного канала для разделения потоков флюида нижнего и верхнего пластов, причем электропогружной насос и верхний искусственный лифт запускают в работу одновременно или последовательно, или периодически для раздельной добычи флюида из пластов по разным колоннам труб с возможностью дальнейшего учета их дебитов на поверхности скважины.
Недостатками данного способа являются невозможность осуществлять профилактику и ремонт насосного оборудования без извлечения пакерного оборудования, невозможность спуска в колонны малого диаметра при применении погружных электродвигателей требуемой мощности, отсутствие контроля параметров работы пластов и управления потоком флюида на основании полученных данных.
Известна интеллектуальная внутрискважинная клапанная система (аналог) для управления извлечением флюидов из нескольких интервалов скважины и способ управления таким извлечением флюидов [2] (Патент РФ №2320850, Е21В 43/14 (43), Дата публикации заявки: 2005.09.20. (45) Опубликовано 2008.03.27).
Система содержит связывающую ствол скважины с поверхностью земли колонну труб, установленную в обсадной колонне, пересекающей несколько продуктивных пластов или пропластков, перфорированной в зонах пересечений. На колонне труб на разных уровнях расположены приводные золотниковые запорные устройства и трубчатые элементы разного диаметра. Каждое приводное запорное устройство содержит снабженный радиальными отверстиями трубчатый корпус, концентрично установленный в нем и снабженный кольцевидными уплотнительными элементами золотниковый затвор и гидравлический или пневматический исполнительный механизм объемного действия, который связан трубчатой линией управления с наземным блоком регулирования и контроля давления. Нижним концом каждый трубчатый элемент соединен с пакером, расположенным над или под перфорированным участком обсадной колонны. Каждый пакер снабжен трубчатым корпусом и концентрично закрепленным на нем уплотнительным элементом. Посредством приводных золотниковых запорных устройств и образованных находящимися друг в друге трубчатыми элементами соответствующих межтрубных кольцевых полостей каждый продуктивный пласт (пропласток) раздельно сообщается с общей колонной труб. При этом управление и наблюдение за работой системы осуществляется посредством приводных золотниковых запорных устройств и сводится к переключению и слежению за работой связанных с ними соответствующих блоков контроля и регулирования давления.
Недостатками известной интеллектуальной внутрискважинной клапанной системы являются сложность конструкции и ограниченная область применения ввиду неприспособленности для использования в более продуктивных скважинах и извлечение скважинного насоса вместе с пакерной системой для профилактики и ремонта. Кроме того, данная система не позволяет решить техническую проблему по спуску на насосном оборудовании многопакерной компоновки большой протяженности и веса при ограничении несущей способности насосного оборудования. Известен способ (аналог) одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин [3] (Патент РФ 2313659, Е21В 43/14, бюллетень 36 от 27.12.07 г.), включающий спуск в скважину, по крайней мере, одной колонны труб, оснащенной между пластами пакером и регулирующим устройством для управления дебитом флюида при добыче, при этом в скважине на уровне ее пласта оснащают колонну труб регулирующим устройством с измерительным преобразователем для передачи информации по замерам на поверхность скважины и определения технологических параметров флюида при добыче, для чего спускают в скважину снаружи или внутри колонны труб кабель и связывают с измерительным преобразователем или регулирующим устройством или как с измерительным преобразователем, так и с регулирующим устройством, причем после монтажа устья скважины добывают флюид, направляя его через регулирующее устройство и измерительный преобразователь, получают на устье информацию по замеру от измерительного преобразователя и определяют технологические параметры флюида для пластов, а при их отличии от проектного значения изменяют пропускное сечение регулирующего устройства до достижения проектного значения технологических параметров для каждого из пластов. При этом один из вариантов регулирующего устройства выполняют в виде электрического или электромагнитного клапана с запорным элементом, а степенью его открытия управляют с поверхности скважины путем подачи сигнала через кабель. Для реализации этого способа с помощью насоса предложена схема с кожухом, во внутреннюю полость которого через регулирующее устройство направляется поток флюида, по меньшей мере, из одного пласта.
Недостатками данной компоновки являются ограниченная область применения способа из-за увеличения диаметра компоновки за счет кожуха и невозможности спуска в колонны малого диаметра при применении погружных электродвигателей требуемой мощности, невозможность осуществлять профилактику и ремонт насосного оборудования без извлечения пакерного оборудования.
Известно скважинное оборудование для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов (прототип) [4] (патент РФ 109792 RU U1 Е21В 43/14, дата подачи заявки 29.06.2011, опубликовано 27.10.2011), разобщенных в стволе скважины пакером, оголовок которого герметично связан с всасывающим трубопроводом насосного агрегата, включающего электроцентробежный и штанговый плунжерный насосы, отличающееся тем, что прием плунжерного штангового насоса оборудован трубным хвостовиком, который через байпасную трубку, расположенную параллельно электроцентробежному насосу и его двигателю, всасывающий трубопровод насосного агрегата, оголовок и ствол пакера гидравлически связаны с нижним пластом, а электроцентробежный насос находится в потоке жидкости, поступающем из верхнего пласта. После насосов жидкость под давлением смешивается и транспортируется на устье скважины по колонне труб, на которых спущен насосный агрегат в скважину. Упрощается монтаж компоновки, т.к. отдельно спускается и устанавливается механический пакер, затем на заданную глубину спускается ЭЦН, а далее ШГН на колонне штанг. При отказе одного из насосов они извлекаются без пакера. Ревизия ШГН проводится без подъема ЭЦН. Контроль параметров работы объектов производится при остановке одной насосной установки.
Недостатками данного оборудования являются использование двух насосов, остановка насосов для контроля параметров, отсутствие датчиков контроля работы пластов, клапанов управления потоками пластового флюида и невозможность спуска в колонны малого диаметра.
Технической задачей изобретения является создание способа, позволяющего повысить эффективность технологии добычи пластового флюида из скважин многопластовых месторождений электроцентробежными насосами или иным насосным оборудованием, осуществлять контроль за работой пластов, регулировать дебит каждого пласта, в случае необходимости поочередно в любой последовательности либо одновременно отключать пласты, производить подъем насосного оборудования для ремонта без извлечения пакерной системы.
Техническая задача решается способом, включающим отдельный спуск и установку в скважину колонны труб с пакерной системой для двух продуктивных пластов, состоящей из пакеров для разобщения объектов, межпакерной трубы, перфорированного патрубка для забора флюида из верхнего пласта и полированной втулки, предназначенной для установки в нее патрубка с уплотнительными элементами, устанавливаемого вторым спуском и разъединяющего верхний пласт от вышележащей зоны эксплуатационной колонны, в которой происходит смешение продукции пластов, причем верхний пакер имеет направляющую воронку и максимально возможный диаметр проходного канала, достаточный для прохождения через него компоновки труб и приборов. Отдельный спуск колонны труб, оснащенной скважинным насосом, электропогружным либо другого типа, хвостовиком, закрепленным в нижней части насосного оборудования, либо блоком телеметрии, либо герметичным или негерметичным кожухом электропривода, представленным колонной труб либо штанг, на котором располагают как минимум один пакер, разделяющий потоки жидкости пластов, управляемые электрические либо электромеханические клапаны, регулирующие либо отсекающие поступление флюида из пластов в скважину, блоки датчиков контроля параметров работы пластов, которые размещают в интервале перфорации каждого продуктивного пласта либо над интервалом перфорации каждого продуктивного пласта, причем датчики давления и температуры располагают под электромагнитными или электромеханическими клапанами, что дает возможность регулировать забойное давление и контролировать пластовое давление и температуру, датчики влагомеры и расходомеры располагают над электромагнитными или электромеханическими клапанами либо датчики давления, температуры, расходомеры, влагомеры располагают под электромагнитными или электромеханическими клапанами. Управление электромагнитными или электромеханическими клапанами и информационный обмен с блоками датчиков контроля параметров работы пластов осуществляют как по отдельной электрической линии, имеющей как минимум одну жилу, либо в составе четвертой жилы погружного кабеля питания электронасосов, либо по отдельной электрической линии (например, геофизический многожильный кабель) вместо четвертой жилы погружного кабеля питания электронасосов, либо от «нулевой точки» электропогружного двигателя, либо от телеметрической системы погружного электродвигателя. При прохождении электрической линии по корпусу погружного электродвигателя может использоваться, а может не использоваться вставка из электрической линии малого диаметра (диаметр зависит от диаметра эксплуатационной колонны для уверенного прохождения погружного электродвигателя), закрытая от механических повреждений защитным кожухом либо защитными протекторами, либо может закрываться, а может не закрываться от механических повреждений кожухом, установленным аналогично кожуху охлаждения электроцентробежного насоса. Кроме того, хвостовик может быть оснащен, а может быть не оснащен аварийным разъединительным устройством с расчитанными на определенную нагрузку срезными элементами, хвостовик может быть оснащен, а может быть не оснащен компенсатором хода термобарических изменений длины колонны труб. На фиг. 1 изображена схема отдельно - спускаемой двухпакерной компоновки для двух продуктивных пластов 22 и 23, состоящая из пакеров 1 и 2 для разобщения объектов, межпакерной трубы 3, перфорированного патрубка 4 для забора флюида из верхнего пласта и полированной втулки 5, предназначенной для установки в нее патрубка 10 с уплотнительными элементами фиг. 2, 3, 4, устанавливаемого вторым спуском и разъединяющего верхний пласт от вышележащей зоны эксплуатационной колонны, в которой происходит смешение продукции пластов.
На фиг. 2, 3, 4 изображена схема отдельного спуска скважинного насоса 12 на колонне труб 19 электропогружного либо другого типа с хвостовиком 9, на котором расположены блоки датчиков контроля параметров работы пластов 6, управляемые электрические либо электромеханические клапаны 7, регулирующие либо отсекающие поступление флюида из пластов в скважину, пакер 8, разделяющий потоки жидкости пластов, перфорированный патрубок 11 для выхода флюида из обоих пластов в надпакерную зону скважины и на прием насоса, электрическая линия 14 между блоками датчиков контроля параметров работы пластов 6, электрическая линия 13, закрепленная на трубах крепежными поясами 15 и защищенная на муфтах протекторами 16. При прохождении электрической линии 13 по корпусу погружного электродвигателя насоса 12 используется или не используется вставка 17 из электрической линии малого диаметра, закрытая от механических повреждений специальным защитным кожухом 18 либо защитными протекторами, либо закрывают от механических повреждений кожухом 24, установленным аналогично кожуху охлаждения электроцентробежного насоса (фиг. 4). Кроме того, хвостовик может быть оснащен аварийным разъединительным устройством 20 с рассчитанными на определенную нагрузку срезными элементами и не оснащен, хвостовик может быть оснащен компенсатором хода термобарических изменений длины колонны труб 21 и не оснащен.
На фиг. 1-4 изображены различные способы расположения элементов компоновки, поясняющие решение технической задачи и описание способа.
Первоначально производят спуско-подъемную операцию, включающую спуск колонны труб, оснащенной, по крайней мере, одним пакером 1 (фиг. 1. 2, 3, 4) для разобщения объектов 22, 23. Верхний пакер 2 имеет полированную втулку 5 и максимально возможный диаметр проходного канала, достаточный для прохождения через него компоновки труб и приборов. При второй спуско-подъемной операции производят спуск колонны труб с герметичной посадкой пакера 8, оснащенной скважинным насосом 12 (фиг. 2, 3, 4), электропогружным либо другого типа, хвостовиком 9 (фиг. 2, 3, 4), представленным колонной труб либо штанг, закрепленным в нижней части насосного оборудования, либо блока телеметрии, расположенного под насосной установкой, либо герметичного или негерметичного кожуха электропривода. Хвостовик 9 может быть оснащен аварийным разъединительным устройством 20 с расчитанными на определенную нагрузку срезными элементами, а может быть не оснащен, хвостовик 9 может быть оснащен компенсатором хода термобарических изменений длины колонны труб 21, а может быть не оснащен. По колонне труб 19 от устья скважины до насосного оборудования 12 и к хвостовику 9 прокладывают электрическую линию (либо несколько электрических линий) 13 (фиг. 2, 3, 4), закрепленную на трубах крепежными поясами 15 (фиг. 2, 3, 4) либо другими креплениями, защищенную на муфтах протекторами 16, обеспечивающую передачу данных от датчиков контроля параметров работы пластов 6 и питание управляемых электрических или электромеханических клапанов 7, регулирующих либо отсекающих поступление флюида из пластов в скважину к наземной станции контроля параметров работы пластов 25 и управление клапанными блоками, а также, при необходимости, электрическое питание насосного оборудования 12. При прохождении кабеля 13 по корпусу погружного электродвигателя насоса 12 используется или не используется вставка 17 (фиг. 2, 3, 4) из электрической линии малого диаметра, закрытого от механических повреждений специальным защитным кожухом 18 (фиг. 2, 3), либо закрывается от механических повреждений кожухом 24, установленным аналогично кожуху охлаждения электроцентробежного насоса (фиг. 4). Кроме того, питание управляемых электрических или электромеханических клапанов 7 и датчиков контроля параметров работы пластов 6 можно осуществить через блок телеметрии скважинного насоса 12. Низ хвостовика 9 оснащен как минимум одним пакером 8, разделяющим потоки жидкости пластов, патрубком 10 с уплотнительными элементами фиг. 2, 3, 4, устанавливаемым в полированной втулке 5 и разъединяющим верхний пласт от вышележащей зоны эксплуатационной колонны, в которой происходит смешение продукции пластов, как минимум одним блоком датчиков контроля параметров работы пластов 6, по меньшей мере одним управляемым электрическим клапаном электромагнитного или электромеханического действия с запорным элементом 7, как минимум одной электрической линией связи и питания 14, которая соединяет датчики контроля работы пластов 6 и управляемые электрические или электромеханические клапаны 7 и по которой устанавливается электрическая связь между наземной станцией контроля параметров работы пластов и управления клапанными блоками 25 - в результате появляется возможность контроля и оценки параметров работы пластов от соответствующих датчиков: давления, температуры, расходомера, влагомера в режиме реального времени и регулирования либо отключения потока пластового флюида в скважину. Датчики давления и температуры 6 располагаются под электромагнитными или электромеханическими клапанами 7, что дает возможность регулировать забойное давление и контролировать пластовое давление и температуру, датчики влагомеры и расходомеры 6 располагаются над электромагнитными или электромеханическими клапанами 7 либо датчики давления, температуры, расходомеры, влагомеры 6 располагают под электромагнитными или электромеханическими клапанами 7. В скважинах, эксплуатирующих два и более пластов, пакерная компоновка может быть оснащена электрическими или электромеханическими клапанами 7 и дополнительным обводным изолированным от верхнего пласта гидравлическим каналом (фиг. 2). Они могут располагаться в одном блоке под верхним пакером 2 (фиг. 2), при этом один клапан гидравлически связан с верхним пластом, а другой управляемый электрический клапан гидравлически связан с нижним пластом. В другом случае управляемые электрические или электромеханические клапаны 7 (фиг. 3, фиг. 4) могут располагаться отдельно и таким образом, чтобы у каждого управляемого электрического клапана была гидравлическая связь с соответствующим эксплуатируемым пластом. Степенью открытия управляемых электрических или электромеханических клапанов 7 регулируют потоки флюидов, а соответственно, и забойные давления, по крайней мере, из одного эксплуатируемого пласта 22, 23 (фиг. 1, 2, 3, 4), проходящего через клапаны 7 (фиг. 2, 3, 4) к вышерасположенному насосному оборудованию 12 (фиг. 2, 3, 4), обеспечивая при этом возможность управляемого как регулирования, так и отсечения потока флюида для нижнего 22 или для верхнего 23 пласта или одновременно для нижнего 22 и верхнего 23 пластов.
Исходя из полученных от датчиков данных, определяются оптимальные режимы одновременно-раздельной или поочередной эксплуатации продуктивных пластов скважины. Установка оптимальных режимов эксплуатации пластов и их последующая корректировка осуществляется действием блоков клапанов управления работой пластов в автоматическом или ручном режимах.
Автоматизированная система контроля работы скважинной системы позволяет вести дистанционный он-лайн-мониторинг системы разработки месторождения и вносить корректировки в режимы эксплуатации пластов скважины.
Технологический и технический результаты при использовании скважинной системы достигаются за счет возможности предварительной установки пакеров, что позволяет производить подъем насосного оборудования и управляемых электрических либо электромеханических клапанов, блоков датчиков контроля параметров работы пластов для их ремонта без извлечения пакерной системы. Кроме того, данная система позволяет решить техническую проблему по спуску многопакерной компоновки большой протяженности и веса при ограничении несущей способности насосного оборудования, а также в скважинах с большой кривизной эксплуатационной колонны.
Экономический эффект от использования изобретения может достигаться за счет регулирования дебита, одновременно-раздельной добычи, увеличения наработки на отказ, упрощения монтажа, ускорения проведения профилактических и ремонтных работ насосного оборудования.
Использованная литература
1. Патент РФ №2344274, Е21В 43/14. Дата подачи заявки: 16.04.2007. Опубликовано 20.01.2009.
2. Патент РФ №2320850, Е21В 43/14. Дата публикации заявки: 2005.09.20. Опубликовано 2008.03.27.
3. Патент РФ 2313659, Е21В 43/14, бюллетень 36 от 27.12.07 г.
4. Патент РФ 109792 RU U1, Е21В 43/14. Дата подачи заявки 29.06.2011. Опубликовано 27.10.2011.