RU2004784C1 - Способ освоени скважин и оборудование дл его осуществлени - Google Patents

Abstract

Изобретение позвол ет повысить эффективность освоени  скважин, снизить расход газа и производительность компрессорной установки. Компрессорную установку подключают к основному кольцевому пространству между обсадной колонной и основной колонной насоснокомпрессорных труб и к дополнительному кольцевому пространству между основной и укороченной колоннами труб В трубопроводе подачи газа в дополнительное кольцевое пространство устанавливают газовый клапан предельного давлени  Подают компремированный газ в основное кольцевое пространство, а жидкость вытесн ют из скважины через укороченную колонну. При оттеснении жидкости до уровн  соответствующего максимальным возможност м компрессорной установки, открываетс  клапан предельного давлени  и нагнетание газа переноситс  в дополнительное кольцевое пространство. При вытеснении жидкости из этого пространства и укороченной колонны давление нагнетани  газа падает и клапан закрываетс . Нагнетание газа переноситс  вновь в основное кольцевое пространство. Циклы повтор ютс  до максимального оттеснени  уровн  жидкости в основном кольцевом пространстве, после чего перекрывают устье скважины, выдерживают скважину до повышени  давлени  газа до пластового и разр жают скважину. 2 спф-лы, 1 ил.

Description

Изобретение относитс  к освоению нефт ных скважин за счет создани  депрессии на пласт.

Известен используемый на промыслах способ увеличени  продуктивности скважин методом создани  многократных депрессий на пласт. Способ предусматривает закачку газа в кольцевое пространство между обсадной и насосно-компрессорной колоннами , продавку его порцией воды с одновременным отбором скважинной жидкости и последующую отработку (разр дку) скважины в технологическую емкость,

Недостатком этого способа  вл етс  невозможность получени  резкой и глубокой депрессии на пласт вследствие ограничени  давлени  нагнетани  газа компрессором и перемешивани  закачиваемой воды в скважине с воздухом, что увеличивает в зкость газожидкостной смеси и врем  разр дки скважины на 0,5-1 ч, сгла- ЖИРЭЯ перепад давлений на призабойную зону пласта из-за поступлени  пластовой жидкости в ствол скважины.

Прототипом предлагаемого способа  вл етс  технологи  освоени  скважин двухр дным лифтом.В скважину устанавливают две коаксиальные колонны насосно-комп- рессорных труб. Основную колонну спускают до уровн  продуктивного горизонта, а дополнительную укороченную колонну устанавливают в основной до глубины, соответствующей максимальному оттеснению жидкости компрессором. Уровень жидкости в скважине понижают путем подачи компри- мированного газа в основное межтрубное пространство при одновременной подаче газа в дополнительное укороченное межтрубное пространство. Разр дку скважины производ тстравливанием газа из основного межтрубного пространства в нефтесбор- ный коллектор.

Реализаци  способа св зана со значительным расходом газа, дл  чего требуетс  применение компрессорных установок большой производительности, содержащих не мене трех компрессоров марки СД 9/101, два из которых подключают к основному, а один - к дополнительному межтрубному пространству. Кроме того, стравливание газа не обеспечивает резкой депрессии на пласт.

Цель изобретени  - повышение эффективности освоени  скважин за счет снижени  расхода газа при повышении глубины и резкости депрессии на пласг.

Дл  достижени  поставленной цели при освоении скважины способом, предусматривающем установку в скважине двух коаксиальных колонн насосно-компрессорных

труб (основной и укороченной центральной ), снижение уровн  жидкости, путем под- ачи сжатого воздуха в основное и дополнительное межтрубные кольцевые пространства и отбора жидкости по центральной колонне, выравнивание забойного и пластового давлени  и разр дку скважины через основное кольцевое пространство, закачку газа ведут прерывисто, череду  под

ачу его в основное кольцевое пространство

с подачей в дополнительное и обратно. При подаче газа в основное межтрубное пространство производ т снижение уровн  в нем и заполнение центральной колонны

5 скважинной жидкостью, а при подаче газа в дополнительное пространство эту жидкость вытесн ют из скважины.

Основную колонну насосно-компрессорных труб спускают до интервала продук0 тивного пласта, а укороченную - на глубину, соответствующую вытесн ющим возможност м компрессора. Например, при максимальном давлении компрессора 10 МПа колонну (башмак) устанавливают на глубину

5 не более 1000 м.

Разр дку скважины следует проводить за минимальный промежуток времени. Поскольку при освоении сква жин забойное давление не посто нно, то это приводит к

0 перераспределению напр жений в коллекторе . После снижени  давлени  эффективные напр жени  в скелете пласта в призабойной зоне скважины возрастают, что ведет к дополнительному его сжатию и

5 снижению пористости и проницаемости пласта, но частичное смыкание коллекторов происходит не мгновенно, а начинаетс  через 0,5 ч после сн ти  (снижени ) давлени . Сокращение времени проведени  депрес0 сии до 10 мин увеличивает врем  выноса из пласта коматирующего материала, приход щеес  на период максимального раскрыти  пор.

Известно устьевое оборудование дл 

5 освоени  скважин депресси ми, включающие подключенные через тройник к компрессорной установке трубопровода подачи газа в кольцевое межтрубное пространство между обсадной и основной насосно-комп0 рессорной колоннами и трубопровод подачи газа в кольцевое пространство между основной и укороченной дополнительной насосно-компрессорными колоннами.

Известное оборудование не обеспени5 вает возможности быстрого переноса закачки газа от одной и той же компрессорной установки из одного межтрубного пространства в другое.

Дл  устранени  этого недостатка устьевое оборудование снабжают газовым клаланом предельного давлени , установленным в трубопроводе подачи газа в дополнительное межтрубное пространство.

На чертеже дана схема скважины с устьевым оборудованием, обеспечивающим реализацию предлагаемого способа.

Длл реализации способа в осаженную скважину 1 до глубины интервала перфорации (на 10-20 м выше его) устанавливают основную насосно-компрессорную колонну 2, в полости которой устанавливают дополнительную укороченную колонну 3 насосно- компрессорных труб. Подключают компрессорную установку 4 (из двух компрессоров марки СД 9/101) через тройник 5 и трубопровод б к основному кольцевому межтрубному пространству 7 между обсадной колонной и основной колонной и через тройник 5 и трубопровод 8 к дополнительному кольцевому межтрубному пространству 9 между основной и дополнительной колоннами труб. В трубопроводе 8 устанавливают клапан 10 предельного давлени , рассчитанный на включение при 10 МПа.

После включени  в работу компрессоров уровень жидкости в основном межтрубном пространстве 7 понижаетс , при этом жидкость из скважины вытесн етс  в выкидную линию через центральную укороченную колонну 3. При оттеснении жидкости сжатым газом до уровн , соответствующего давлению на компрессоре 10 МПа, открываетс  клапан 10 и сжатый газ поступает в дополнительное кольцевое пространство 9, вытесн   жидкость из него, а затем из центральной колонны 3 в выкидную линию, что ведет к снижению забойного давлени  на 6-8 МПа, при этом уровень жидкости в основном межтрубном пространстве 7 существенно не мен етс , так как расход газа в дополнительное пространство в 6-10 раз меньше, чем в основное. При прорыве газа в выкидную линию в результате вытеснени  основной массы жидкости из колонны 3 давление в ней резко падает. Одновременно снижаетс  давление газа в межтрубном основном пространстве 7 за счет снижени  противодавлени  жидкости. Клапан 10 закрываетс .

Закрытие клапана 10 приводит к переносу нагнетани  сжатого газа в основное межтрубное пространство 7, уровень жидкости в котором еще больше понижаетс , а вытесненна  из него жидкость заполн ет колонну 3. При снижении уровн  жидкости до давлени  на компрессорах 10 МПа клапан 10 вновь скрываетс  и весь цикл повтор етс , привод  каждый раз к все большему

снижению уровн  жидкости в основном межтрубном пространств 7.

Врем  прохождени  циклов посто нно сокращаетс  и уменьшаетс  обьем вытзсн 5 емой из скважины жидкости. Давление газе и уровень жидкости в основном кольцевом пространстве 7 стабилизируютс  и клапан 10 перестает закрыватьс , что служит сигналом о завершении процесса снижени  уровн  жидкости.

Перекрывают устье скважины и отсоедин ют компрессора, а после повышени  забойного давлени  за счет притока жидко5 сти из пласта и сжати  газа до пластового давлени  полностью открывают задвижку на большем кольцевом пространстве дл  разр дки скважины в атмосферу. Б результате чего происходит резкое снижение за0 бойного давлени  за 5-10 мин на 16-20 МПа. Вследствие этого и пласта с большой скоростью происходит интенсивный приток жидкости в основное затрубное пространство (объем извлекаемой жидкости за один цикл

5 равен 15-25 м3). Тем самым производитс  очистка призабойной зоны пласта от коль- матирующего материала, так как при создании кратковременной глубокой депрессии поры пласта не смыкаютс . Врем  ожида0 ни  притока до выхода жидкости на дневную поверхность или установлени  статистического уровн  жидкости в скважине в зависимости от пластового давлени  равно 1-1,5 ч.

5

Создание резкой и глубокой депрессии на пласт необходимо повтор ть до выхода в нефтесборный коллектор чистой жидкости и достижени  устойчивого фонтанировани ,

0 Разработанный процесс освоени  скважин  вл етс  всепогодным, так как не используетс  замерзающие материалы, а также  вл етс  экологически чистым, так как дл  создани  депрессии на пласт ис5 пользуетс  воздух, а промывки осуществл ютс  по замкнутой системе в нефтесборный коллектор.

Основное преимущество способа - значительное снижение расхода газа (количест0 во газа, закачиваемого за единицу времени), что обеспечивает возможность освоени  скважин меньшим количеством компрессоров .

Сокращаетс  врем  освоени  скважины

5 за счет повышени  эффективности использовани  компримированного газа Положительным  вл етс  воздействие на пласт периодическими депресси ми, возникающими при прорыве газа через газовый клапан предельного давлени .

(56) Инструкци  по технологии восстановлени  и увеличени  продуктивности скважин методом многократных депрессий на пласт, ОД 39-1-888-83. Тюмень, СибНИИНП.

Газиев Т.Н., Корчанов Н.К. Эксплуатаци  нефт ных месторождений. Баку: 1955, с.430-444.

Claims (2)

1. Формула изобретени 

   1, Способ освоени  скважин, при котором осуществл ют спуск в скважину основной и коаксиально ей дополнительной укороченной колонн насосно-компрессор- ных труб, снижение уровн  жидкости путем подачи компремированного газа в основное и дополнительное кольцевые межтрубные пространства, последующий отбор жидкости из скважины по укороченной центральной колонне и разр дку скважины через основное межтрубное пространство, отличающийс  тем, что подачу компремированного газа о основное межтрубное пространство производ т поочередно с подачей газа в дополнительное межтрубное пространство и наоборот, причем при подаче газа в основное межтрубное пространство осуществл ют заполнение центральной укороченной колонны скважинной жидкостью, а при подаче газа в дополнительное пространство производ т отбор этой жидкости.

   0

   5

   0

   5

   0
2. 2. Оборудование дл  освоени  Скважин , включающее спущенные в скважину и расположенные коаксиально одна относительно другой основную и дополнительную укороченную колонны насосно-компрес- сорных труб, компрессорную установку и св занные с ней через тройниковый узел трубопроводы дл  подачи компремированного газа в основное кольцевое межтрубное пространство между обсадной колонной и основной колонной насосно- компрессорных труб и в дополнительное кольцевое межтрубное пространство между основной и дополнительной колоннами насосно-компрессорных труб, отличающеес  тем, что оно снабжено газовым клапаномпредельногодавлени , расположенным в трубопроводе подачи газа в дополнительное кольцевое межтрубное пространство между основной и дополнительной колоннами насосно- комп- рессорных труб после тройникового узла, при этом клапан установлен с возможностью его открыти  при снижении уровн  жидкости в основном кольцевом межтрубном пространстве до заданного.