Способ эксплуатации нагнетательной скважины при одновременно-раздельной закачке жидкости
METHOD OF OPERATION OF THE INJECTION WELL WITH SIMULTANEOUS-SEPARATE INJECTION OF FLUID

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нагнетательной скважины для одновременно-раздельной закачки рабочего агента.
Из существующего уровня техники известна установка для одновременно-раздельной закачкой воды в два пласта по патенту №2349739, МПК Е21В 43/14. Сущность устройства для реализации установки для одновременно-раздельной закачкой воды в два пласта, заключается в том, что Установка включает двухканальную устьевую арматуру, пакер, установленный между верхним и нижним пластами, основную колонну лифтовых труб, сообщенную с нижним пластом, и дополнительную колонну лифтовых труб. Согласно изобретению при давлении закачки воды в верхний пласт, превышающем величину допустимого давления для эксплуатационной колонны, выше верхнего пласта установлен дополнительный пакер. Дополнительная колонна лифтовых труб размещена в скважине параллельно основной колонне лифтовых труб и соединена с ней двухканальным якорем, с которым дополнительная колонна лифтовых труб связана подвижным уплотняемым соединением.
Недостатком известного устройства, в котором реализуется установка является отсутствие возможности исключения аварий и осложнений при внедрении, эксплуатации и исследовании скважины.
Известен способ одновременно-раздельной эксплуатации нагнетательной скважины по патенту №2354810, МПК Е21В 43/14, который включает в себя разделение пластов в скважине пакером, закачку жидкости в каждый пласт по своей колонне труб. При этом устанавливают манометры на устье скважины на обвязках обеих колонн труб. Останавливают одновременно закачку в оба пласта. Дожидаются падения давления в пласте с меньшей приемистостью до величины ниже рабочего давления для пласта с большей приемистостью. После снижения давления возобновляют закачку в пласт с большей приемистостью. Одновременно контролируют давление в колонне труб для другого пласта. При увеличении давления в колонне, где закачку не возобновили, или при скачкообразном снижении темпа падения давления делают заключение о негерметичности пакера, а при монотонном продолжении снижения давления или при отсутствии влияния увеличения давления в колонне труб для пласта с большей приемистостью на давление в колонне труб для пласта с меньшей приемистостью делают заключение о герметичности пакера. При эксплуатации скважины создают перепад давления между нагнетательными колоннами труб скважины, необходимый для обеспечения закачки в пласт с меньшей приемистостью.
Недостатком данного способа является отсутствие возможности безаварийного внедрения технологии одновременно-раздельной закачки в нагнетательных скважинах и исключения осложнений при проведении бесподходных геофизических работ.
Наиболее близкой к заявляемому техническому решению по совокупности существенных признаков и достигаемому техническому результату, является способ эксплуатации скважины при одноврменно-раздельной закачке рабочего агента по патенту №2481464, МПК Е21В 43/14, включающий сборку на устье и спуск в скважину длинной колонны с пакером и короткой колонны. Предварительно эксплуатационную колонну шаблонируют шаблоном длиной не менее длины пакера, определяют интервал перемычки под пакер длиной не менее 3,5 м с цементом в заколонном пространстве, спускают пакер на колонне насосно-компресорных труб, проводят исследования с определением приемистости разобщаемых пластов, поднимают пакер. При монтаже длинной колонны до монтажа пакера собирают патрубок со стопорным кольцом и высокогерметичными муфтами или муфтами с герметиком на резьбе, имеющими уменьшенный на 2 мм, по сравнению со стандартным, наружный диаметр, над пакером монтируют патрубок с муфтами, одну трубу колонны насосно-компрессорных труб с реперным патрубком, затем собирают на высокогерметичных муфтах или муфтах с герметиком на резьбе колонну насосно-компрессорных труб, устанавливают пакер, выполняют натяжение длинной колонны нагрузкой на 2-3 т выше собственного веса колонны, закрепляют длинную колонну в эксцентрике на устье скважины, эксцентрик закрепляют в устьевой арматуре. При монтаже короткой колонны насосно-компрессорные трубы собирают на муфтах с герметиком на резьбе, низ колонны снабжают муфтой, в состав короткой колонны включают дополнительные патрубки, посредством которых муфты одной колонны размещают между муфтами другой колонны, после спуска каждых 4-6 труб короткую колонну поднимают и спускают на длину 1 трубы не менее 2 раз, башмак короткой колонны размещают выше кровли верхнего пласта на 20-30 м. Выше уровня низа короткой колонны скважину заполняют антикоррозионной жидкостью. Для монтажа колонн используют трубы с внутренним антикоррозионным и противообрастающим гладким покрытием. Выполняют шаблонирование колонн шаблоном с полиамидным покрытием.
Недостатками данного технического решения являются то, что она не позволяет проведение бесподходных геофизических исследований в процессе эксплуатации нагнетательной скважины, оборудованной двухлифтовой однопакерной или двухпакерной компоновкой. Так же в данном изобретении не предусмотрены мероприятия исключающие риски возникновения аварий и осложнений при проведении работ с геофизическими приборами без привлечения бригад по ремонту скважин.
В заявленном техническом решении была поставлена задача: создать простой и эффективный способ эксплуатации нагнетательной скважины при одновременно-раздельной закачке жидкости, исключающий все вышеперечисленные недостатки предыдущих изобретений, а так же проведение ряда работ по исключению возникновения аварий и осложнений при проведении бесподходных геофизических исследований в процессе эксплуатации скважины без привлечения бригад по ремонту скважин.
Сущность заявленного технического решения заключается в том, что способ эксплуатации нагнетательной скважины при одновременно-раздельной закачке жидкости включает сборку на устье и спуск в скважину длинной колонны с пакером и короткой колонны, бесподходное исследование герметичности эксплуатационной колонны и приемистости пластов в процессе эксплуатации скважины после внедрения глубинного насосного оборудования. Предварительно эксплуатационную колонну шаблонируют шаблоном длиной не менее длины пакера, определяют интервал перемычки под пакер длиной не менее 3,5 м с цементом в заколонном пространстве, спускают пакер на колонне насосно-компресорных труб, проводят исследования с определением приемистости разобщаемых пластов, поднимают пакер. При монтаже длинной колонны до монтажа пакера собирают патрубок со стопорным кольцом и высокогерметичными муфтами или муфтами с герметиком на резьбе, имеющими уменьшенный на 2 мм, по сравнению со стандартным, наружный диаметр, над пакером монтируют патрубок с муфтами, одну трубу колонны насосно-компрессорных труб с реперным патрубком, затем собирают на высокогерметичных муфтах или муфтах с герметиком на резьбе колонну насосно-компрессорных труб, устанавливают пакер, выполняют натяжение длинной колонны нагрузкой на 2-3 т выше собственного веса колонны, закрепляют длинную колонну на устье скважины в устьевой арматуре. При монтаже короткой колонны насосно-компрессорные трубы собирают на муфтах с герметиком на резьбе, низ колонны снабжают муфтой, в состав короткой колонны включают дополнительные патрубки, посредством которых муфты одной колонны размещают между муфтами другой колонны, после спуска каждых 4-6 труб короткую колонну поднимают и спускают на длину 1 трубы не менее 2 раз, башмак короткой колонны размещают выше кровли верхнего пласта на 20-30 м. Выше уровня низа короткой колонны скважину заполняют антикоррозионной жидкостью. Для монтажа колонн используют трубы с внутренним антикоррозионным и противообрастающим гладким покрытием. Выполняют шаблонирование колонн шаблоном с полиамидным покрытием. После определенного времени эксплуатации скважины под закачкой проводят контрольный замер термометрии по стволу на спуске геофизического прибора в длинной колонне насосно-компрессорных труб от устья до забоя скважины, отбивку забоя, открытие закачки жидкости в короткой колонне насосно-компрессорных труб в течение не менее 30 минут в зависимости от приемистости скважин для заполнения и восстановления давления закачки, останавливают закачку жидкости в скважину, производят запись термометрии по стволу на спуске геофизического прибора в длинной колонне насосно-компрессорных труб от устья до забоя скважины для определения герметичности эксплуатационной колонны, короткой колонне насосно-компрессорных труб, пакера. Открывают закачку жидкости через короткую колонну насосно-компрессорных труб, производят запись термометрии 100 метров, начиная выше на 30 м верхних интервалов перфорации до остановки прибора, 1 замер при закачке и 3 записи после остановки закачки по короткой колонне насосно-компрессорных труб для определения герметичности пакера, профиля движения жидкости в пласты. Открывают закачку в короткую колонну насосно-компрессорных труб, замер профиля приемистости через длинную колонну насосно-компрессорных труб в интервале от пластов до башмака труб. Производят запись термометрии по стволу на спуске, в длинной колонне насосно-компрессорных труб от устья до забоя скважины. Открывают закачку через длинную колонну насосно-компрессорных труб в течение не менее 30 минут в зависимости от приемистости скважин для заполнения и восстановления Р закачки, производят запись термометрии 100 метров, в нижних интервалах перфорации от пакера до забоя, 1 замер при закачке и 3 записи после остановки закачки по длинной колонне насосно-компрессорных труб. Затем производят замер на подъеме геофизического прибора в длинной колонне насосно-компрессорных труб от забоя до устья после проведения дополнительной закачки жидкости. Технический результат заключается в повышении эффективности эксплуатации скважин с двухлифтовой однопакерной или двухпакерной компоновкой и достижения добычи нефти от технологии одновременно-раздельной закачки без дополнительных затрат по извлечению и повторному внедрению компоновки при необходимости проведения геофизического исследования в процессе эксплуатации скважины.
Заявленное техническое решение обеспечивает реализацию поставленных целей, а именно позволило, создать простой и эффективный способ эксплуатации нагнетательной скважины при одновременно-раздельной закачке жидкости исключающий все вышеперечисленные недостатки предыдущих изобретений, а так же позволило обеспечить проведение исследования скважины по определению герметичности эксплуатационной колонны, глубинно-насосного оборудования и определению изменений профиля приемистости пластов без дорогостоящего извлечения и повторного спуска всей компоновки.
Заявленное техническое решение испытано в полевых условиях и показало свою эффективность по сравнению с используемыми ранее способами в ПАО «Татнефть».