RU2809394C1 - Способ опрессовки насосно-компрессорных труб на скважинах с горизонтальным окончанием - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Способ опрессовки насосно-компрессорных труб на скважинах с горизонтальным окончанием включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб – НКТ, снабженной седлом, сброс запорного органа – шара в НКТ до посадки в седло с герметичным перекрытием его прохода, осуществление опрессовки НКТ и обеспечение сообщения НКТ со скважиной при превышении давления внутри НКТ выше опрессовочного. Предварительно исследуют скважину с определением интервала скважины выше горизонтального окончания с отклонением от вертикали – зенитным углом, не превышающим 75°. Перед спуском снизу НКТ снабжают глубинным насосным оборудованием, выше которого располагают седло на расстоянии, обеспечивающем расположение седла в определённом интервале после спуска НКТ в скважину. Продольный проход седла изготавливают в виде двух сужающихся сверху вниз и плавно соединяющихся конусных поверхностей, верхняя из которых выполнена с углом при вершине 10-40°, а нижняя с диаметром, равным диаметру шара – 90-120°, для обеспечения герметичной посадки шара в седло при зенитном угле скважины 0-75°. Для обеспечения сообщения НКТ со скважиной выше седла делают радиальные отверстия, перекрываемые соответствующими мембранами, выполненными с возможностью разрушения при превышении давления выше опрессовочного на 12% и более, но не выше прочностных характеристик НКТ для прямой промывки ствола скважины. Достигается технический результат – повышение надежности опрессовки насосно-компрессорных труб на скважинах с горизонтальным окончанием. 4 ил.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для опрессовки насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважинах, оснащенных эксплуатационной колонной.

Известен глубинный клапан-переключатель потоков жидкости в скважине для различных способов эксплуатации (варианты) (патент RU № 2713819, МПК E21B 43/14, E21B 43/40, E21B 34/10, E21B 34/12, опубл. 07.02.2020 Бюл. № 4), включающий в себя:

1. Глубинный клапан-переключатель потоков жидкости в скважине, отличающийся тем, что его размещают в составе нецементируемого хвостовика, закрепляемого в эксплуатационной колонне, управляемый с устья, включает цилиндрический корпус, имеющий разноразмерный по участкам внутренний диаметр и внутри которого размещается полый разноразмерный по наружному диаметру подвижный шток, имеющий на одном из утолщений радиальное отверстие, которое противостоит радиальному отверстию на утолщенной части корпуса, в четырех разных позициях, обеспечивая гидравлическую связь между надклапанной внутренней полостью эксплуатационной колонны, либо только с подклапанной полостью, либо только с заклапанной полостью, либо одновременно с обеими, либо все полости разобщены и перекрыты; позволяет эксплуатировать скважины на нефтяных месторождениях несколькими способами.

2. Способ добычи безводной нефти с использованием внутрискважинной гравитационной сепарации, отличающийся тем, что в эксплуатационной колонне, напротив интервала перфорации верхнего пласта устанавливают съемный нецементируемый хвостовик с межколонными пакерами на концах и укомплектовывают переключателем потоков жидкости по п. 1, позволяющим поступать пластовой нефти с водой из нижнего, или, наоборот, из верхнего пласта в полость скважины, сепарироваться, и затем сжатым воздухом всплываемую безводную нефть выдавливают на поверхность, осаждаемую же воду, после переключения, задавливают в нижний или, наоборот, в верхний пласт.

3. Способ совместно-раздельной добычи нефти в горизонтальных скважинах с двух разных участков горизонтального ствола в одном пласте, отличающийся тем, что в горизонтальный ствол спускают составной хвостовик, который делится на три участка; в отдаленный участок спускают колонну фильтров, средний, буферный участок перекрывают сплошными обсадными трубами, и по концам которого монтируются заколонные пакеры, ближний участок перекрывают сплошными обсадными трубами, закрепляют в башмаке эксплуатационной колонны и комплектуют переключателем потоков жидкости по п. 1, позволяющим вести добычу либо только с удаленного, либо только с ближнего участка, либо с обоих участков ствола скважины одновременно.

4. Способ добычи безводной нефти из горизонтальных скважин с использованием внутрискважинной гравитационной сепарации, отличающийся тем, что в открытом горизонтальном стволе размещают нецементируемый составной хвостовик, который делится на три участка; в отдаленный участок спускают колонну фильтров, средний, буферный участок перекрывают сплошными обсадными трубами, и по концам которого монтируются заколонные пакеры, ближний участок перекрывают сплошными обсадными трубами и комплектуют переключателем потоков жидкости по п. 1, позволяющим поступать пластовой нефти с водой из удаленного или, наоборот, из ближнего участка пласта в полость скважины, сепарироваться, и затем сжатым воздухом всплываемую безводную нефть выдавливают на поверхность, осаждаемую же воду, после переключения, задавливают в ближний или, наоборот, в удаленный участок пласта.

5. Способ совместно-раздельной добычи нефти в двухзабойных скважинах с двух разных горизонтальных стволов в одном пласте, отличающийся тем, что первый открытый горизонтальный ствол, в который спускают хвостовик, укомплектовывают колонной фильтров и отстегивают его на глубине ниже зарезки второго ствола, в который спускают нецементируемый составной хвостовик, который делится на три участка; в отдаленный участок спускают колонну фильтров, средний, буферный участок перекрывают сплошными обсадными трубами, и по концам которого монтируются заколонные пакеры, ближний участок перекрывают сплошными обсадными трубами, закрепляют в башмаке эксплуатационной колонны и комплектуют переключателем потоков жидкости по п. 1, позволяющим вести добычу с одного, либо другого, либо с обоих стволов скважины одновременно.

6. Способ добычи безводной нефти из двухзабойных скважин с использованием внутрискважинной гравитационной сепарации, отличающийся тем, что в одном горизонтальном стволе спускают хвостовик, укомплектовывают колонной фильтров и отстегивают его в открытом стволе на глубине ниже интервала зарезки второго ствола, в котором после бурения размещают нецементируемый составной хвостовик, который закрепляют в башмаке эксплуатационной колонны и который делится на три участка; в отдаленный участок спускают колонну фильтров, средний, буферный участок перекрывают сплошными обсадными трубами, и по концам которого монтируются заколонные пакеры, ближний участок перекрывают сплошными обсадными трубами и комплектуют переключателем потоков жидкости по п. 1, позволяющим поступать пластовой нефти с водой из одного или, наоборот, из второго ствола в полость скважины, сепарироваться, и затем сжатым воздухом, всплываемую безводную нефть выдавливают на поверхность, осаждаемую же воду, после переключения, задавливают сжатым воздухом во второй или, наоборот, в первый ствол.

Недостатками данных устройства и способов узкая область применения из-за отсутствия возможности прямой промывки (изнутри наружу не цементируемого хвостовика) и невозможности слива скважинной жидкости на устье при подъеме оборудования, сложность реализации процесса и низкая надежность из-за необходимости проведения в строгой последовательности технологических операций для получения необходимого результата (в том числе и опрессовки технологической колонны труб) и применения сложного клапана-переключателя с точно подгоняемыми деталями и пружиной, склонных к выходу из строя при наличии асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и механических примесей в добываемой продукции, что особенно актуально при использовании в горизонтальных скважинах, имеющих большую протяженность в продуктивном пласте.

Наиболее близким является способ опрессовки насосно-компрессорных труб в скважине, изготовления опрессовочного органа и устройство для осуществления способов (патент RU № 2701001, МПК E21B 34/10, E21B 17/00, F16K 17/40, E21B 34/12, опубл. 24.09.2019 Бюл. № 27) включающий в себя:

Способ опрессовки колонны насосно-компрессорных труб, спущенной в эксплуатационную колонну, включающий опускание в скважину колонны труб, снабженной седлом, а далее запорного органа в колонну труб до посадки в седло, герметично перекрывая его проход, опрессовку, удаление запорного органа из седла с полным открытием его прохода, отличающийся тем, что запорный орган разрушается на части при превышении давления выше опрессовочного на 20-30%, далее происходит растворение частей запорного органа на забое скважины.

Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за использования только в вертикальных скважинах, невозможности использования в составе со скважинным оборудованием, устанавливаемым ниже запорного органа, и сложность реализации из-за необходимости разрушения и растворения запорного органа клапана для проведения прямой промывки, что требует применения химических реагентов, которые не всегда совместимы с используемым скважинным оборудованием (например, погружным насосом).

Техническим результатом является создание способа опрессовки насосно-компрессорных труб на скважинах с горизонтальным окончанием, позволяющего с использованием простых технологических операций производить опрессовку НКТ при установке запорного органа с седлом выше насосного оборудования на участке скважины с зенитным углом не выше 75º, проводить прямую промывку ствола скважины непосредственно перед без удаления запорного органа и извлекать насосное оборудование на поверхность с исключением излива жидкости на устье скважины.

Техническим решением является способ опрессовки НКТ на скважинах с горизонтальным окончанием, включающий спуск в скважину колонны НКТ, снабженной седлом, сброс запорного органа – шара в НКТ до посадки в седло с герметичным перекрытием его прохода, осуществление опрессовки НКТ и обеспечение сообщения НКТ со скважиной при превышении давления внутри НКТ выше опрессовочного.

Новым является то, что предварительно исследуют скважину с определением интервала скважины выше горизонтального окончания с отклонением от вертикали – зенитным углом, не превышающим 75º, перед спуском снизу НКТ снабжают глубинным насосным оборудованием - насосом, выше которого располагают седло на расстоянии, обеспечивающим расположение седла в определённом интервале после спуска НКТ в скважину, причем продольный проход седла изготавливают в виде двух сужающихся сверху вниз и плавно соединяющихся конусных поверхностей, верхняя из которых выполнена с углом при вершине 10º–40º, а нижняя с диаметра равным диаметру шара – 90º–120º для обеспечения герметичной посадки шара в седло при зенитном угле скважины 0º–75º, а для обеспечения сообщения НКТ со скважиной выше седла делают радиальные отверстия перерываемые соответствующими мембранам, выполненными с возможностью разрушения при превышении давления выше опрессовочного на 12% и более, но не выше прочностных характеристик НКТ для прямой промывки ствола скважины.

На фиг.1 изображена схема реализации способа опрессовки насосно-компрессорных труб на скважинах с горизонтальным окончанием.

На фиг. 2 изображен вид А (фиг. 1) при спуске НКТ в скважину.

На фиг. 3 изображен вид А (фиг. 1) при опрессовке НКТ.

На фиг. 4 изображен вид А (фиг. 1) при промывке НКТ после разрушения мембран.

Конструктивные элементы, технологические соединения, уплотнения, не влияющие на работоспособность способа проведения опрессовки НКТ на скважинах с горизонтальным окончанием, на чертежах (фиг. 1–4) не показаны или показаны условно.

Способ опрессовки НКТ на скважинах 1 (фиг. 1) с горизонтальным окончанием 2 включает в себя спуск в скважину 1 колонны НКТ 3, снабженной седлом 4, сброс запорного органа – шара 5 в НКТ 3 до посадки в седло 4 с герметичным перекрытием его прохода 6 (фиг. 2), осуществление опрессовки НКТ 3 (фиг. 1) и обеспечение сообщения НКТ 3 со скважиной 1 при превышении давления внутри НКТ 3 выше опрессовочного. Опрессовочное давление определяют технологи, исходя из технических требований, описанных в паспорте изделия, к НКТ 3 (авторы на это не претендуют). Предварительно исследуют скважину 1 с определением интервала скважины выше горизонтального окончания 2 с отклонением от вертикали – зенитным углом, не превышающим 75º для размещения седла 4.

Как показала практика при зенитном угле более 75º невозможно использовать гравитационные клапаны, состоящие из седла 4 и шара 5, а использование специальных клапанов (пружинных, лабиринтных и/или т.п.) увеличивает сопротивление потоку подымаемой на поверхность жидкости и/или имеют очень низкую надежность.

Для надежной работы продольный проход 6 (фиг. 2) седла 4 изготавливают в виде двух сужающихся сверху вниз и плавно соединяющихся верхней 7 и нижней 8 конусных поверхностей верхняя 7 из которых выполнена с углом при вершине a=10º–40º, а нижняя 8 с диаметра равным диаметру шара D_ш – b=90º–120º.

Угол при вершине b=90º–120º нижней конусной поверхности 8 обеспечивает герметичное соединение шара 5 (фиг. 3) с седлом 4, это известно из открытых источников для клапанов гравитационного действия (только под весом шара 5). Угол при вершине a=10º–40º (фиг. 2) верхней конусной поверхности 7 выбран эмпирическим путем для обеспечения попадания и взаимодействия шара 5 (фиг. 3) с нижней конусной поверхностью 8 (фиг. 2) седла 4 при зенитном угле 0º–75º скважины 1. Причем при зенитном угле 75º рекомендуется выбрать b=10º, при 60º – b=20º, при 45º – b=30º, при 0º-30º – b=40º.

Перед спуском в скважину 1 (фиг. 1) снизу НКТ 3 снабжают глубинным насосным оборудованием – насосом 9 (роторным насосом, героторным насосом, электроцентробежным насосом или т.п.), выше которого располагают седло 4 на расстоянии, обеспечивающим расположение седла в определённом интервале после спуска НКТ 3 в скважину 1. Так как радиус R при строительстве обычно не менее 60 м (R≥60 м) это позволяет разместить седло 4 на небольшом удалении от насоса 9. Для обеспечения сообщения НКТ 3 со скважиной 1 выше седла 4 (фиг. 3) делают радиальные отверстия 10 перерываемые соответствующими мембранам 11, выполненными с возможностью разрушения при превышении давления внутри НКТ 3 выше опрессовочного на 12% и более для прямой промывки ствола скважины 1 перед подъемом колонны НКТ 3 (фиг. 1) с насосом 9 из скважины 1.

Как показала практика, что для обеспечения надежной герметизации радиальных отверстий 10 (фиг. 3) соответствующими мембранам 11 при спуске в скважину 1 и при опрессовке НКТ 3, мембраны должны выдерживать давление на 10% выше опрессовочного давления, дополнительные 2% выбраны с учетом погрешности изготовления и для нивелирования возможных скачков давления («человеческий фактор») при опрессовке НКТ. Верхняя граница определена прочностными характеристиками по давлению НКТ 3 (берется из паспорта производителя к НКТ 3), так как давление внутри НКТ 3 падает после разрушения мембран 11. Периодически, после получения новой партии материала, мембраны 11 испытывают в лабораторных условиях для определения ее оптимальной толщины при соответствии заданным параметрам.

Насос 9 (фиг. 1) с седлом 4 спускают на НКТ (новых или после ремонта, которые прошли предварительно опрессовку и годны к эксплуатации) 3 в скважину 1. При этом жидкость из скважины 1 через насос 9 и проход 6 (фиг. 2) седла 4 заполняет НКТ 3.

После спуска насоса 9 (фиг. 1) и размещения седла 4 в определенном интервале с устья скважины 1 бросают шар 5, который благодаря верхней конусной поверхности 7 (фиг. 2) прохода 6 садится на нижнюю конусную поверхность 8, перекрывая проход 6 (фиг. 3). Давление с устья скважины 1 (фиг. 1) устьевыми насосами (не показаны) внутри НКТ 3 повышают до опрессовочного, если давление не падает или падает в допустимых пределах в течении технологического времени (авторы на это не претендуют), то насос 9 запускают в работу, например, подачей энергии с устья скважины 1 по кабелю (не показан – авторы на это не претендуют). При этом продукция из пласта 12 насосом 9 по НКТ 3 поднимается на поверхность, отжимая шар 5 от седла 4. При остановке насоса 9 шар 5 садится в седло 5, на позволяя снижаться уровню жидкости в НКТ 3, что значительно ускоряет процесс запуска насоса 9 в работу после остановки, так как не требуется заполнение НКТ 3.

При необходимости проведения прямой промывки во время эксплуатации (с отсутствием циркуляции из-за поглощения скважины) после спуска насоса 9 (фиг. 1) его запускают в работу, например, подачей энергии с устья скважины 1 по кабелю (не показан – авторы на это не претендуют). Данная компоновка (НКТ 3 и насос 9) позволяет производить прямую промывку ствола скважины во время эксплуатации или перед подъемом НКТ 3. Перед подъемом НКТ 3 для определения допуска к дальнейшей эксплуатации производится опрессовка (проверка опрессовочным давлением) НКТ 3. Для этого с устья скважины 1 бросают шар 5, который благодаря верхней конусной поверхности 7 (фиг. 2) прохода 6 садится на нижнюю конусную поверхность 8, перекрывая проход 6 (фиг. 3). Давление с устья скважины 1 (фиг. 1) устьевыми насосами (не показаны) внутри НКТ 3 повышают до опрессовочного, если давление не падает или падает в допустимых пределах в течении технологического времени (авторы на это не претендуют), то НКТ 3 признаются годными к дальнейшей эксплуатации и остаются на скважине для работы или последующего спуска при необходимости.

Перед извлечением насоса 9 и НКТ 3, в них создают давление как минимум на 12% выше опрессовочного до разрушения мембраны 11 (фиг. 3), что определяется циркуляцией жидкости из НКТ 3 (фиг. 4) в скважину 1 и далее на ее устье, через открытые радиальные каналы 10. После прямой промывки скважины 1 (до исчезновения механических примесей в промывочной жидкости) насос 9 (фиг. 1), НКТ 3 и седло 4 с шаром 5 извлекают из скважины 1, при этом жидкость из НКТ 3 (фиг. 4) сливается через радиальные каналы 10 в скважину 1, исключая ее излив на устье скважины 1 при подъеме.

Предлагаемый способ опрессовки насосно-компрессорных труб на скважинах с горизонтальным окончанием позволяет с использованием простых технологических операций производить опрессовку НКТ при установке запорного органа с седлом выше насосного оборудования на участке скважины с зенитным углом не выше 75º, проводить прямую промывку ствола скважины непосредственно перед без удаления запорного органа и извлекать насосное оборудование на поверхность с исключением излива жидкости на устье скважины.

Claims (1)

1. Способ опрессовки насосно-компрессорных труб на скважинах с горизонтальным окончанием, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб – НКТ, снабженной седлом, сброс запорного органа – шара в НКТ до посадки в седло с герметичным перекрытием его прохода, осуществление опрессовки НКТ и обеспечение сообщения НКТ со скважиной при превышении давления внутри НКТ выше опрессовочного, отличающийся тем, что предварительно исследуют скважину с определением интервала скважины выше горизонтального окончания с отклонением от вертикали – зенитным углом, не превышающим 75°, перед спуском снизу НКТ снабжают глубинным насосным оборудованием, выше которого располагают седло на расстоянии, обеспечивающем расположение седла в определённом интервале после спуска НКТ в скважину, причем продольный проход седла изготавливают в виде двух сужающихся сверху вниз и плавно соединяющихся конусных поверхностей, верхняя из которых выполнена с углом при вершине 10-40°, а нижняя с диаметром, равным диаметру шара – 90-120°, для обеспечения герметичной посадки шара в седло при зенитном угле скважины 0-75°, а для обеспечения сообщения НКТ со скважиной выше седла делают радиальные отверстия, перекрываемые соответствующими мембранами, выполненными с возможностью разрушения при превышении давления выше опрессовочного на 12% и более, но не выше прочностных характеристик НКТ для прямой промывки ствола скважины.