RU200087U1

RU200087U1 - Устройство для защиты нефтяного пласта от поглощения жидкости и кольматации

Info

Publication number: RU200087U1
Application number: RU2020109917U
Authority: RU
Inventors: Амдах Мустафаевич Насыров; Георгий Геннадьевич Кузьмин; Александр Иванович Карманчиков
Priority date: 2020-03-06
Filing date: 2020-03-06
Publication date: 2020-10-05

Abstract

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использована при низких пластовых давлениях, при наличии поглощающих интервалов пласта в разрезе скважины, в случаях снижения продуктивности скважин после подземного ремонта скважин. Цель полезной модели - не допускать при технологических промывках и глушении скважины попадания скважинной жидкости обратно в пласт и обеспечение работы нефтяного пласта в гидрофобной среде. Устройство для защиты нефтяного пласта, содержащее автономный пакер, установленный выше продуктивного пласта, инструмент посадочный механический и шламонакопитель, отличающаяся тем, что пакер имеет хвостовик из насосно-компрессорных труб, спущенных до нижних дыр перфорации, а на башмаке хвостовика установлен обратный клапан.

Description

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использована при низких пластовых давлениях, при наличии поглощающих интервалов пласта в разрезе скважины, в случаях снижения продуктивности скважин после подземного ремонта скважин.

В результате неоднократных обработок призабойных зон скважин скин-фактор значительной части скважин в третьей и четвертой стадиях разработки месторождения приобретает отрицательное значение, что создает условия для поглощения жидкости отдельными интервалами пласта при технологических промывках. Отсутствие циркуляции жидкости при тепловых обработках из-за поглощения скважинной жидкости высокопроницаемыми интервалами пласта резко снижает эффективность тепловых обработок, а также приводит к кольматации призабойной зоны пласта (ПЗП). Кроме того, поглощение жидкости глушения высокопроницаемыми интервалами разреза пласта приводит к нефтегазопроявлению малопродуктивных, но более высоким уровнем пластового давления, интервалов. В этих случаях при глушении применяют буферный объем жидкости с высокой вязкостью, такие как полимерные растворы, обратные эмульсии и т.д.

При работе скважины в стволе скважины ниже приема насоса, как правило, находится пластовая вода, что постепенно гидрофилизирует призабойную зону пласта (ПЗП), приводит к разбуханию глинистых частиц пластовой породы. Все это снижает продуктивность скважины, увеличивает долю воды в добываемой жидкости.

Известен «Клапан-отсекатель» (патент №2094593, RU, Е21В34/06, F16K1/20 опубликовано 27.10.1997), содержащий корпус с проходным каналом, в котором размещен запорный орган в виде подпружиненной заслонки с осью вращения. Закрытый пружиной клапан-отсекатель открывают толкателем, установленным на нижнем конце ниппеля, спускаемого на колонне НКТ.

Недостатком устройства является отсутствие возможности его эксплуатации на скважинах, где используется ЭЦН, поскольку забор жидкости ЭЦН ведется из затрубного пространства, а конструкция устройства предполагает подъем жидкости из подпакерного пространства по внутреннему каналу герметично соединенных толкателя, насоса и НКТ. Кроме того, в момент открытия клапана на него действует статическое давление жидкости глушения, вызывающее перепад давлений на запорном элементе. При определенных условиях усилие на исполнительном механизме клапана-отсекателя, необходимое для преодоления сил трения и открытия запорного элемента, может достигать значительных величин, что в совокупности с особенностями конструкции механизма может привести к преждевременному выходу его из строя.

Наиболее близким к данной полезной модели является механическое устройство защиты пласта (патент 170963,RU,Е21В34/12, опубликовано: 2017.05.17), содержащий пакер, клапан-отсекатель, разъединительное устройство, полый толкатель, перфорированный патрубок, шламоуловитель, технологический клапан, которое обеспечивает изоляцию продуктивного пласта от контакта с тяжелой жидкостью глушения в процессе проведения ремонтных работ на скважине. Механический комплекс защиты пласта позволяет проводить также исследования скважины за счет наличия дополнительного канала в корпусе, приводимого в действие с помощью толкателя., позволяющего выравнивать давление над и под пакером. Недостаток этого устройства в том, что наличие под насосом дополнительных элементов в условиях работы в искривленных, наклонно-направленных скважинах при наличии отложений неорганических солей, мехпримесей, парафина снижает надежность срабатывания системы. Кроме того, такое устройство не защищает ПЗП от гидрофилизации пород и набухания глинистых частиц в прискважинной зоне пласта.

Цель полезной модели - не допускать при технологических промывках и глушении скважины попадания скважинной жидкости обратно в пласт и обеспечение работы нефтяного пласта в гидрофобной среде.

Цель достигается устройством установленным в эксплуатационной колонне 1 (см.фиг 1) с помощью пакера 6 выше кровли нефтяного пласта 4 на 25-50м. К пакеру прикреплен хвостовик 5 из насосно-компрессорных труб, башмак которого спущен до нижних дыр перфорации пласта. На башмаке хвостовика 5установлен обратный клапан 3. Установка обратного клапана 3 на башмаке хвостовика 5 исключает переток пластовой воды из полости хвостовика в эксплуатационную колонну при остановках скважины. Кроме того, исключается негативное влияние свободного газа на работу обратного клапана 3. Выше пакера 6 устройство имеет шламоуловитель 7 для предотвращения засорения обратного клапана мехпримесями. Устройство спускается в скважину при подземном ремонте, после посадки пакера 6 отсоединяется с помощью инструмента посадочного механического (ИПМ) 8. Устройство при эксплуатации скважины работает автономно.

Выше защитного устройства для добычи нефти на необходимую глубину на насосно-компрессорных трубах 12 спускается глубинный насос 11 с фильтром 10.

При работе скважины добываемые флюиды распределяются в скважине в следующей последовательности:

- от зумфа до башмака хвостовика - пластовая вода 2. Сюда же выпадает часть мехпримесей, из добываемой пластовой жидкости;

- от башмака до пакера в межтрубном пространстве - преимущественно нефть;

-от пакера 5 до приема глубинного насоса 11 в эксплуатационной колонне 1 - нефть плюс вода 9;

- от приема насоса 11 до динамического уровня в межтрубном пространстве - безводная нефть 13;

- от динамического уровня до устья скважины в межтрубном пространстве скважины - углеводородный газ 14.

Устройство работает следующим образом. Наличие ниже пакера 6 хвостовика 5 создает в интервале пласта 4 скважины нефтяную - гидрофобную среду, что позволяет пласту работать без снижения проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП). В обычных же условиях (без устройства) в скважине против пласта,как правило, находится пластовая вода, что постепенно гидрофилизирует породу пласта, глинистые частички разбухают и снижают продуктивность скважины.

При технологических промывках и глушении скважины давление промывочного агрегата не передается в пласт из-за обратного клапана 3, скважинная жидкость с мехпримесями не проникает в пласт и не ухудшает проницаемость ПЗП. В этом случае нет необходимости применять высоковязкие буферные жидкости глушения, отсутствует необходимость наличия большого запаса жидкости глушения из-за отсутствия поглощения скважины. Исключаются нефтегазопроявления из-за поглощения жидкости глушения одним интервалом мощности пласта и притока нефти в скважину из другого интервала пласта. Это создает гарантированную безопасность работ при подземном ремонте скважин.

Устройство не препятствует проведению гидродинамических исследований скважины.

Claims

Устройство для защиты нефтяного пласта, содержащее автономный пакер, установленный выше продуктивного пласта, инструмент посадочный механический и шламонакопитель, отличающееся тем, что пакер имеет хвостовик из насосно-компрессорных труб, спущенных до нижних дыр перфорации, а на башмаке хвостовика установлен обратный клапан.