WO2021029786A1 - Способ поинтервального воздействия на горизонтальные скважины - Google Patents

Способ поинтервального воздействия на горизонтальные скважины Download PDF

Info

Publication number
WO2021029786A1
WO2021029786A1 PCT/RU2020/050160 RU2020050160W WO2021029786A1 WO 2021029786 A1 WO2021029786 A1 WO 2021029786A1 RU 2020050160 W RU2020050160 W RU 2020050160W WO 2021029786 A1 WO2021029786 A1 WO 2021029786A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
well
space
valve
string
packers
Prior art date
Application number
PCT/RU2020/050160
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Александр Леонидович ЖЕЛОНКИН
Ильшат Дамирович ВАХИТОВ
Виталий Петрович ФИЛИППОВ
Габдрашит Султанович АБДРАХМАНОВ
Original Assignee
Общество С Ограниченной Ответственностью "Нефтепромысловые Технологии Алойлсервис" (Ооо "Нпт Алойлсервис")
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество С Ограниченной Ответственностью "Нефтепромысловые Технологии Алойлсервис" (Ооо "Нпт Алойлсервис") filed Critical Общество С Ограниченной Ответственностью "Нефтепромысловые Технологии Алойлсервис" (Ооо "Нпт Алойлсервис")
Priority to EA202092903A priority Critical patent/EA202092903A1/ru
Priority to US17/634,636 priority patent/US20220325605A1/en
Publication of WO2021029786A1 publication Critical patent/WO2021029786A1/ru

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/066—Valve arrangements for boreholes or wells in wells electrically actuated
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B27/00—Containers for collecting or depositing substances in boreholes or wells, e.g. bailers, baskets or buckets for collecting mud or sand; Drill bits with means for collecting substances, e.g. valve drill bits
    • E21B27/005—Collecting means with a strainer
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/12—Packers; Plugs
    • E21B33/124—Units with longitudinally-spaced plugs for isolating the intermediate space
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • E21B43/121—Lifting well fluids
    • E21B43/126—Adaptations of down-hole pump systems powered by drives outside the borehole, e.g. by a rotary or oscillating drive
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q50/00—Information and communication technology [ICT] specially adapted for implementation of business processes of specific business sectors, e.g. utilities or tourism
    • G06Q50/02—Agriculture; Fishing; Forestry; Mining
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
    • E21B2200/04—Ball valves

Definitions

  • the invention relates to the oil and gas industry, namely to the development and operation of oil reservoirs with zones of different permeability, including with the help of side and side horizontal wellbores from production strings.
  • a known method of treatment of the bottomhole formation zone (RF patent N ° 2042807, E21B 43/27, publ. 27.08.1995) by sequential injection into the formation of a hydrocarbon-based buffer fluid and an inhibited aqueous solution of hydrochloric acid or clay acid, characterized in that additionally after injection of an inhibited aqueous solution of hydrochloric acid or clay acid into the formation in a mixture with an alcohol-containing product in a ratio of 1: 1 to 1: 2, a second buffer fluid is injected, which is stable gasoline, which is a mixture of saturated hydrocarbons SZ + above , in this case, stable gasoline and isopropyl alcohol in the ratio (1-3): 1, respectively, are used as a buffer liquid on a hydrocarbon basis.
  • a tubing string is used, run into the well to the perforation interval and bottom hole.
  • the disadvantage of this method is the impossibility of targeted acid treatment of certain intervals of the wellbore, as well as high material costs due to the large number of trips associated with the treatment and development of the well.
  • the device for implementing the method includes a pipe string with a cable, control devices in the form of electric valves, pressure and temperature gauges and with one or more packers closing the downhole space, and the sensors are connected to the measurement unit at the wellhead , and the control devices are connected with a cable to the control unit, while a pump is located above the control devices to raise the product to the surface along the pipe space.
  • the well is equipped with a horizontal section passing through the formation with different permeability zones, and the packers are placed in the horizontal section of the well, dividing the formation zones with different permeability, internal
  • the pipe space is separated by a plug, above which the upper and lower regulating devices are installed one above the other, located in the vertical shaft and equipped with measuring sensors, the inlet of the lower regulating device communicating with the pipe space below the plug, and the outlet - with the pipe space above the plug , the inlet of the upper control device is in communication with the downhole space, and the outlet is in communication with the in-pipe space above the plug, with which the pump inlet communicates, while the well spaces cut off by packers with the same or similar permeability are collected in two groups, each of which communicated with the pipe space or downhole space by means of one or several nozzles, and the sensors and control devices are connected, respectively, with the measurement unit and the control unit by one cable, while each control device is made in the form of an electric motor housing with a gearbox, in the rotary shaft of
  • the disadvantages of this device are: the impossibility of pumping a working agent into the well through the valve, for example, acid or flushing fluid, since the valve ball is not fixed in the open position; high probability of damage to the production string when creating high pressures in case of pumping a working agent into the well; the number of independent production intervals is limited to two zones, which unite intervals of the same permeability.
  • the technical objective of the claimed group of inventions is to expand the technological capabilities when the device operates in a well with a horizontal section with the possibility of independently switching on or off each of the production intervals and the possibility of pumping a working agent into the well through the valve by separating intervals with different permeabilities and the use of controlled electrovalves, as well as increasing the reliability of electrovalves by eliminating translationally moving actuators in the valve actuator, sensitive to sudden pressure drops, as well as the possibility of assembly, eliminating twisting and damage to the cable due to the use of a special sub.
  • the technical result of the claimed group of the invention is to provide the possibility of independent switching on or off of each of the production intervals and the possibility of pumping into the well through the valve of the working agent by separating the interval shafts with different permeabilities and the use of controlled solenoid valves, as well as increasing the reliability of solenoid valves by eliminating translationally moving actuators in the valve drive, sensitive to sudden pressure drops, as well as the possibility of assembly, eliminating twisting and damage to the cable due to the use of a special sub.
  • the claimed technical result is achieved due to the fact that the method of intermittent impact on horizontal wells, including the stages at which: pre-drilled a horizontal section (8) of the well (9), which is built through the formation
  • a casing string (14) with packers (15), (7) and a shoe (39), located on the casing in accordance with the dimensions of the indicated oil production intervals, is lowered on the pipe string (1) into the horizontal section (8) and install inside the stem (13) an assembly consisting of electrovalves (3), (4), (18) with measuring pressure and temperature sensors (5), (6), (41) cable (2), packers ( 16), positioning the packers (16) so that they are opposite the corresponding packers (7) and (15), hermetically separating the annular space (17), in the production casing
  • the solenoid valve (38) is closed before sampling the well product (9) using a sucker rod pump (32).
  • the solenoid valves (3) and (4) are closed or opened.
  • the stages are performed at which: the electrovalve is closed; (3) and (4) and open the circulating electrovalve (18), then displace the well production from the tubular space (11) to the surface through the annulus (43) of the column (14) by pumping the calculated volume of the chemical composition into the internal pipe space (11) of the string (1) up to the circulation valve (18), the circulation solenoid valve (18) closes the communication with the annular space (43) and opens the corresponding solenoid valve (3) or (4) to process the required interval of the formation (12), the required volume of the chemical composition is pushed into the formation (12), the electro valve (3) or (4) is closed for the duration of the technological holding, at the end of the technological holding, the corresponding electro valve (3) or (4) is opened, the pump is started and the calculated volume is pumped out well fluid located in the inner tube space (11), from the solenoid valve to the casing (19), close
  • the circulation electric valve (18) closes the communication with the annular space (43) and opens the required electro-valve (3) or (4) for processing the corresponding interval of the formation (12): the required volume of chemical composition is pushed into the formation (12), the electro valve (3) and (4) is closed for the duration of the technological holding, at the end of the technological holding, the electro valve (38) is closed, the electro valve (3) or ( 4), a circulation valve (18), the sucker rod pump (32) is started and the well fluid in the annulus (43) is pumped out to the casing (19) of the pump (32), then the pump is stopped, the electric valve (3) is closed or (4) and open the electric valve (38), remove the reaction products to the surface by pumping the well fluid into the in-pipe space (11) of the pipe string (1) through the circulation th valve (18) and through the annulus (43), the operation is repeated until formation production (12) appears on the surface, then the withdrawal of formation production (12) through the well
  • the device for intermittent impact on horizontal wells operated by downhole pumping equipment includes: a string of pipes (1) with a cable (2), two or more electric valves (3) and (4 ) equipped with measuring sensors, at least one packer dividing the inner space of the horizontal section (8) of the well (9) into two or more intervals, an electric centrifugal pump (10) located at a calculated distance from the wellhead, and these electro valves (3 ), (4) and sensors (5), (6) are connected by a cable (2) with an interface unit at the wellhead, characterized in that the pipe string (1) above the solenoid valves (3) and (4) is equipped with a circulating electric valve ( 18) designed to connect the in-pipe space (11) of the pipe string (1) with the annular space (43) of the well (9) when washing the pipe string (1) ⁇
  • one or more of these sensors is a pressure sensor.
  • one or more of these sensors is a temperature sensor.
  • the claimed technical solution additionally contains a liner and / or a liner filter (13), hermetically connected to the casing (14), while the device is additionally equipped with packers (16), separating the annular space (17), to the corresponding permeable areas.
  • the pump is additionally enclosed in a protective casing (19).
  • each electric valve (3), (4) and (18) are made in the form of an electric motor (21) located in the housing (20) with a gearbox (22) rotating the shaft (23) connected through a spindle (24) with a valve (25) made with the possibility of hermetic interaction with the seats (27), and above the seats (27) there are inlet (28) and outlet (29) openings.
  • the valve (25) is made in the form of a ball (30) with a cylindrical through hole (31) made across the body (20), and in the "open” position, the hole (31) of the ball (30 ) connects the inlet (28) with the outlet (29), allowing the well fluid to enter the inner cavity (11) of the pipe string (1), and in the "closed” position, blocks its entry into the inner cavity (11) of the string pipes (1).
  • the outer casing (19) contains a sub (33) having radial channels (34) connecting the space of the well (9) with a central axial channel (35) and a sucker rod pump (32), and the central channel (35) is closed from below with a plug (36).
  • the sub (33) there are side channels (37) coaxial with the central channel (35).
  • the pipe string (1) is additionally equipped with an electrovalve (38) to close the in-line space (11) of the pipe string (1) below the casing (19) when producing well fluid and opening it when pumping a working agent into horizontal section (8) of well (9) in the process of treatment of the bottomhole zone.
  • an electrovalve (38) to close the in-line space (11) of the pipe string (1) below the casing (19) when producing well fluid and opening it when pumping a working agent into horizontal section (8) of well (9) in the process of treatment of the bottomhole zone.
  • the pump, electric cables, valves and packers are made in a corrosion-resistant design.
  • the packers (15) and (7) are installed so as to isolate oil production intervals with different permeabilities along the horizontal section (8), and the liner (13) has perforations (40) or equipped with a downhole filter in each of the intervals.
  • the cable (2) in the horizontal wellbore is located inside the tubing pipe.
  • the use of the invention makes it possible to expand technological capabilities in the production of products from wells with horizontal sections cased with liners due to placement of a string of pipes with electrovalves in the liner, hermetically due to packers placed opposite intervals with different permeabilities, with the possibility disconnect from operation watered intervals without stopping oil production, and for interval treatment of formations by working agents, additional independent channels are used that exclude the effect of chemicals and high pressure on the walls of the production string and allow replacement of downhole pumping equipment without removing the device to the surface and, except
  • electrovalves due to the use of electrovalves with a rotary locking mechanism, their reliability is increased.
  • FIG. 1 - shows a device with an electric centrifugal pump - general view
  • figure 2 - a device with an electric centrifugal pump with a sucker rod pump (hereinafter SRP); in Fig.Z - section A-A in Fig. 2; figure 4 - electrokapan - general view
  • Fig. 5 is a section a-a in Fig. 4 (increased)
  • Fig. 6 is a section b-b in Fig. 4 (increased)
  • Fig. 7 is a section b-b in Fig. 4 (enlarged).
  • the following positions are indicated by numbers:
  • a device for intermittent action on horizontal wells operated by downhole pumping equipment includes a string of pipes (1) with a cable (2), two or more electrovalves (3 and 4) with pressure gauges (and temperature) (5, 6) packer (or packers) (7) dividing the inner space of the horizontal section (8) of the well (9) into two intervals (possibly more than two intervals).
  • Electrovalves (3, 4) and sensors (5, 6) are connected by cable (2) with an interface unit at the wellhead. At the calculated distance from the wellhead, an electric submersible pump (10) is placed to lift the product to the surface along the in-pipe space (11).
  • the horizontal section (8) of the well (9) is built through the formation (12) with different zones of permeability, dividing the formation (12) into intervals - low permeability and medium - or high permeability, according to the results of geophysical studies using packers (7).
  • the pipe string (1) above the solenoid valves (3) and (4) is equipped with a circulating solenoid valve (18) designed to connect the in-pipe space (11) of the pipe string (1) with the well space (9) when washing the string - pipes (1), for example, from the remains of the chemical composition pumped into the horizontal section (8), during the treatment of the bottomhole zone.
  • the electric centrifugal pump (10) is enclosed in an outer casing (19) in order to exclude the effect of chemical reagents on the walls of the production casing (14) and increased pressure when pumping a chemical composition into the horizontal section (8) of the well (9).
  • each solenoid valve (3), (4) and (18) is made in the form of an electric motor (21) with a gearbox (22) located in the housing (20) (Fig. 4), the rotating shaft (23) of which is connected through a spindle (24) with a valve (25) made with the possibility of hermetic (due to, for example, O-rings (26) (Fig. 6)) interaction with the seats (27).
  • the inlet (28) (Fig. 4) and outlet (29) openings are located above the seats (27).
  • valve (25) is made in the form of a ball (30) with a cylindrical through hole (31) made across the body (20). Moreover, in the "open” position, the hole (31) of the ball (30) connects the inlet (28) with the outlet (29), allowing the well fluid to flow into the inner cavity (11) (Fig. 1) of the pipe string (1 ), and in the “closed” position (rotation of the ball (30) (Fig. 4) by 90 degrees), it blocks its entry into the inner cavity (11) (Fig. 1) of the pipe string (1).
  • the outer casing (19) contains a sub (33) having radial channels (34) (Fig. 2, 3) connecting the space of the well (9) (Fig. 2) with the central axial channel (35) and the rod deep pump (32), with the central channel (35) closed from below with a plug (36).
  • the sub (33) has side channels (37) (Figs. 2, 3) coaxial with the central channel (35).
  • the pipe string (1) is additionally equipped with an electrovalve (38) designed to close the in-line space (11) of the pipe string (1) below the casing (19) when producing well fluid and opening it when pumping a chemical composition into horizontal section (8) of well (9) in the process of bottomhole treatment.
  • an electrovalve (38) designed to close the in-line space (11) of the pipe string (1) below the casing (19) when producing well fluid and opening it when pumping a chemical composition into horizontal section (8) of well (9) in the process of bottomhole treatment.
  • the method is carried out in the following sequence.
  • a horizontal section (8) of the well (9) is drilled in the formation (12) (Fig. 1).
  • a liner (or filter liner) (13) of a casing string (14) with packers (15) is lowered and installed in the horizontal section (8) , (7) and shoe (39)
  • the packers (15) and (7) are installed so as to isolate the oil production intervals with different permeabilities along the horizontal section (8) (Fig. 1 shows two intervals), and the liner (13) is perforated with holes (40) (or provided with well screens) opposite each of the intervals.
  • the electrovalves (3), (4) are open for better filling of the in-line space (11) of the pipe string (1) with the product of the well (9), and the circulating solenoid valve (18) is closed.
  • the lifting of products from the horizontal section (8) is carried out using an electric centrifugal pump (10) along the in-pipe space (11) of the pipe string (1).
  • the pressure in each segment and the corresponding temperature are determined.
  • the product from the corresponding interval of the horizontal section (8) (Fig. 1) passes through the longitudinal channel (42) (Fig. 4) in the housing (20) of the electric valve (3) or (4) and rises along the in-pipe space (11) ( Fig. 1) with a closed circulation electrovalve (18) into the casing (19) and to the inlet of the electric centrifugal pump (10).
  • the corresponding electric valve (3) or (4) is opened, the electric centrifugal pump (10) is started and the volume of borehole fluid in the inner tube space (11) is pumped out.
  • the reaction products fill the in-pipe space (11) up to the casing (19).
  • the pump is stopped, the electrovalve (3) or (4) is closed, the electrovalve (18) is opened and the reaction products are removed to the surface through the annulus (43). This operation is repeated until the well product appears on the surface.
  • the technology of interval treatment of the formation (12) for wells operated with a sucker rod pump (32) (Fig. 2) provides for the displacement of the well product to the surface from the annulus (43) by pumping the calculated volume of the chemical composition into the in-pipe space (11) string of pipes (1) through the side channels (37) of the sub (33) and the open electrovalve (38). Moreover, the circulating electrovalve (18) is opened before this, and the electrovalves (3) and (4) are closed.
  • the circulation solenoid valve (18) is closed off the communication with the annular space (43) and the required electro valve (3) or (4) is opened to process the corresponding interval of the formation (12).
  • the required volume of the chemical composition is pushed into the formation (12), the electro-valve (3) or (4) is closed for the duration of the process holding.
  • the electrovalve (38) is closed, the electrovalve (3) or (4), the circulation valve (18) are opened, the sucker rod is started.
  • the reaction products fill the annular space (43) to the bottom of the sucker rod pump (32).
  • the pump is stopped, the solenoid valve (3) or (4) is closed and the solenoid valve (38) is opened.
  • the use of the invention makes it possible to expand technological capabilities in the production of products from wells with horizontal sections cased with liners due to placement of a string of pipes with electrovalves in the liner, hermetically due to packers placed opposite intervals with different permeabilities, with the possibility disconnect from operation watered intervals without stopping oil production, and for interval treatment of formations with a chemical composition (without lifting downhole pumping equipment and without involving well workover and well workover teams), additional independent channels are used, excluding the effect of chemicals and increased pressure on the walls of the production casing and allowing the replacement of downhole pumping equipment without removing the device to the surface and, in addition, due to the use of a rotary valve, their reliability increases.
  • the technology of interval treatment of the formation (12) for wells operated with a sucker rod pump in the standard mode (32) (Fig. 2) provides for the displacement of the well product to the surface from the annular space (43) by pumping from 0.6-1 m3 per 1 m of the opened thickness of the formation of the chemical composition, for example, 10-16% aqueous solution of hydrochloric acid, into the in-pipe space (11) of the pipe string (1) through the side channels (37) of the sub (33) and the open electric valve ( 38).
  • the circulation solenoid valve (18) is opened before this, and the solenoid valves (3) and (4) are closed.
  • the circulation solenoid valve (18) is closed off the communication with the annular space (43) and the required solenoid valve (3) or (4) is opened to process the corresponding interval of the formation (12).
  • the required volume of the chemical composition is pushed into the formation (12), the electro-valve (3) or (4) is closed.
  • the duration of the holding of the chemical composition is 2 hours.
  • the reaction products fill the annulus (43) to the bottom of the sucker rod pump (32).
  • the pump is stopped, the electrovalve (3) or (4) is closed and the electrovalve (38) is opened.
  • the electrovalve (3) or (4) is closed and the electrovalve (38) is opened.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Business, Economics & Management (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Marine Sciences & Fisheries (AREA)
  • Marketing (AREA)
  • Agronomy & Crop Science (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Economics (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Human Resources & Organizations (AREA)
  • Animal Husbandry (AREA)
  • Primary Health Care (AREA)
  • Strategic Management (AREA)
  • Tourism & Hospitality (AREA)
  • General Business, Economics & Management (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке и эксплуатации нефтяных пластов с зонами различной проницаемости, в том числе с помощью боковых горизонтальных участков стволов. Способ поинтервального воздействия на горизонтальные скважины включает этапы, на которых предварительно бурят горизонтальный участок скважины, который строят через пласт с различными зонами проницаемости. Проводят геофизические исследования и определяют количество интервалов нефтедобычи разных категорий и их длины. В горизонтальный участок скважины спускают хвостовик или фильтр-хвостовик обсадной колонны с пакерами и башмаком. На колонне труб спускают в скважину электроцентробежный насос и сборку, состоящую из электроклапанов с измерительными датчиками давления и температуры, кабеля, пакеров, разделяющих межтрубное пространство скважины. Пакеры сборки располагают напротив пакеров обсадной колонны. При спуске сборки одни электроклапаны открывают, а другой, предназначенный для циркуляции, закрывают. Выполняют мониторинг данных, полученных с датчиков. Периодически обрабатывают участки пласта путем закачки химической композиции в соответствующий интервал горизонтального участка скважины.

Description

СПОСОБ ПОИНТЕРВАЛЬНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ГОРИЗОНТАЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ
Область техники
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке и эксплуатации нефтяных пластов с зонами различной проницаемости, в том числе с помощью боковых и боковых горизонтальных стволов из эксплуатационных ко- лонн.
Уровень технки
Известен способ обработки призабойной зоны пласта (патент РФ N° 2042807, Е21В 43/27, опубл. 27.08.1995) путем последовательной закачки в пласт буферной жидкости на углеводородной основе и ингибированный водный раствор соляной кислоты или глино- кислоты, отличающийся тем, что дополнительно после закачки в пласт ингибированного водного раствора соляной кислоты или глинокислоты в смеси со спиртсодержащим про- дуктом в соотношении от 1:1 до 1:2 закачивают вторую буферную жидкость, в качестве которой используют бензин газовый стабильный, представляющий смесь предельных уг- леводородов СЗ+выше, при этом в качестве буферной жидкости на углеводородной ос- нове используют бензин газовый стабильный и спирт изопропиловый в соотношении (1- 3):1 соответственно. Для реализации способа используют колонну НКТ, спущенную в скважину до интервала перфорации и забоя.
Недостатком этого способа является невозможность адресной кислотной обработ- ки определенных интервалов ствола скважины, а также высокие материальные затраты из-за большого количества спуско-подъемных операций, связанных с обработкой и осво- ением скважины.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является способ раз- общения и управления выработкой запасов, дренируемых горизонтальной скважиной, и устройство для его осуществления (патент РФ N° 2488686, Е21В 43/12, 43/14, опубл. 27.07.2013, бюл. N° 21).
Устройство для осуществления способа включает колонну труб с кабелем, регули- рующими устройствами в виде электрических клапанов, измерительными датчиками дав- ления и температуры и с одним или несколькими пакерами, перекрывающими внутрис- кважинное пространство, причем датчики связаны с блоком измерения на устье скважи- ны, а регулирующие устройства связаны кабелем с блоком управления, при этом выше регулирующих устройств размещен насос для поднятия продукции на поверхность по трубному пространству. Причем скважину оборудуют горизонтальным участком, прохо- дящим по пласту с различными зонами проницаемости, а пакеры размещены в горизон- тальном участке скважины, разделяя зоны пласта с различной проницаемостью, внут- ритрубное пространство разобщено заглушкой, над которой установлены друг над другом верхнее и нижнее регулирующие устройства, размещенные в вертикальном стволе и оснащенные измерительными датчиками, причем вход нижнего регулирующего устрой- ства сообщен с трубным пространством ниже заглушки, а выход - с трубным простран- ством выше заглушки, вход верхнего регулирующего устройства сообщен с внутрисква- жинным пространством, а выход - с внутритрубным пространством выше заглушки, с ко- торым сообщен вход насоса, при этом скважинные пространства, отсеченные пакерами, с одинаковой или близкой проницаемостью собраны в две группы, каждая из которых со- общена с трубным пространством или внутрискважинным пространством посредством одного или нескольких патрубков, причем датчики и регулирующие устройства соединены соответственно с блоком измерения и блоком управления одним кабелем, при этом каж- дое регулирующее устройство выполнено в виде размещенных в корпусе электродвига- теля с редуктором, вращающий вал которых соединен посредством соединения «винт- гайка» с толкателем и клапаном, выполненным с возможностью герметичного взаимодей- ствия с седлом, ниже которого размещен стакан с входом в виде каналов, в котором раз- мещена компенсационная камера с эластичными стенками, заполненная смазочной жид- костью и сообщенная с внутренним пространством толкателя и герметизированным про- странством, расположенным выше толкателя.
Недостатками данного устройства являются: невозможность закачки в скважину через клапан рабочего агента, например, кислоты или промывочной жидкости, так как шар клапана не фиксируется в открытом положении; высокая вероятность повреждения эксплуатационной колонны при создании больших давлений в случае закачки рабочего агента в скважину; количество независимых интервалов добычи ограничено двумя зона- ми, объединяющими одинаковые по проницаемости интервалы.
Сущность изобретения
Технической задачей заявленной группы изобретений является расширение тех- нологических возможностей при работе устройства в скважине с горизонтальным участ- ком с возможностью независимого включения или выключения каждого из интервалов добычи и возможности закачки в скважину через клапан рабочего агента за счет разделе- ния интервалов с различной проницаемостью и применения управляемых электрокпапа- нов, а также повышение надежности электроклапанов путем исключения поступательно движущихся исполнительных механизмов в приводе клапана, чувствительных к резким перепадам давления, а также возможности сборки, исключающей скручивание и повре- ждение кабеля за счет применения специального переводника.
Техническим результатом заявленной группы изобретения является обеспаечение возможности независимого включения или выключения каждого из интервалов добычи и возможности закачки в скважину через клапан рабочего агента за счет разделения интер- валов с различной проницаемостью и применения управляемых электроклапанов, а так- же повышение надежности электроклапанов путем исключения поступательно движущих- ся исполнительных механизмов в приводе клапана, чувствительных к резким перепадам давления, а также возможности сборки, исключающей скручивание и повреждение кабеля за счет применения специального переводника.
Заяваленный технический результат достигается за счет того, что способ поинтер- вального воздействия на горизонтальные скважины, включащий этапы на которых: пред- варительно бурят горизонтальный участок (8) скважины (9), который строят через пласт
(12) с различными зонами проницаемости, проводят геофизические исследования и определяют количество интервалов нефтедобычи разных категорий и их длины, в горизонтальный участок (8) спускают и устанавливают хвостовик или фильтр-хвостовик
(13) обсадной колонны (14) с пакерами (15), (7) и башмаком (39), расположенными на ко- лонне в соответствии с размерами указанных интервалов нефтедобычи, на колонне труб (1) спускают в горизонтальный участок (8) и устанавливают внутри хво- стовика (13) сборку, состоящую из электроклапанов (3), (4), (18) с измерительными датчи- ками давления и температуры (5), (6), (41) кабеля (2), пакеров (16), располагая пакеры (16) таким образом, чтобы они находились напротив соответствующих им пакеров (7) и (15) герметично разделяя межтрубное пространство (17), в эксплуатационной колонне
(14) размещают электроцентробежный насос (10) в кожухе (19), жестко соединенном с колонных труб (1), при спуске сборки в скважину (9) электроклапаны (3), (4) открывают для заполнения внутритрубного пространства (11) колонны труб (1) продукцией скважины (9), а циркуляционный электроклапан (18) закрывают, выполняют мониторинг данных, по- лученных с датчиков, периодически обрабатывают участки пласта (12) путем закачки хи- мической композиции в соответствующий интервал горизонтального участка (8) скважины (9).
В частном случае реализации заявленного технического решения при спуске обо- рудования заполняют внутритрубное пространство (11) колонны труб (1) продукцией скважины (9) и открывают электроклапаны (3), (4), (18) и (38) при эксплуатации скважины (9) штанговым глубинным насосом (32)
В частном случае реализации заявленного технического решения электроклапан (38) закрывают перед отбором продукции скважины (9) с помощью штангового глубинного насоса (32).
В частном случае реализации заявленного технического решения для выполнения мониторинга данных, получаемых с датчиков закрывают или открывают электроклапаны (3) и (4).
В частном случае реализации заявленного технического решения для закачки в соответствующий интервал горизонтального участка (8) скважины (9) химической компо- зиции для обработки пласта (12) выполняют этапы на которых: закрывают электроклапа- ны (3) и (4) и открывают циркуляционный электрокпапан (18), затем вытесняют из трубно- го пространства (11) на поверхность скважинную продукцию через затрубное простран- ство (43) колонны (14), путём прокачки расчётного объёма химической композиции во внутритрубное пространство (11) колонны (1) до циркуляционного клапана (18), циркуля- ционным электроклапаном (18) перекрывают сообщение с затрубным пространством (43) и открывают соответствующий электроклапан (3) или (4) для проведения обработки нуж- ного интервала пласта (12), продавливают в пласт (12) необходимый объём химической композиции, закрывают электрокпапан (3) или (4) на время технологической выдержки, по окончании технологической выдержки открывают соответствующий электрокпапан (3) или (4), запускают насос и откачивают расчётный объём скважинной жидкости, находящейся во внутритрубном пространстве (11), от электроклапана до кожуха (19), закрывают соот- ветствующий электрокпапан (3) или (4), открывают клапан (18) и вымывают продукты ре- акции из внутреннего пространства (11) на поверхность, эту операцию повторяют до по- явления продукции пласта (12) на поверхности, далее продолжают отбор продукции скважины 9 в обычном режиме.
В частном случае реализации заявленного технического решения для поинтер- вальной обработки пласта (12) для скважин, эксплуатируемых с помощью штангового глубинного насоса (32, предусматривает вытеснение на поверхность скважинной продук- ции через затрубное пространство (43) путём прокачки расчётного объёма химической композиции во внутритрубное пространство (11) колонны труб (1) через боковые каналы (37) переводника (33) и открытый электрокпапан (38), причем циркуляционный электро- клапан (18) перед этим открывают, а электроклапаны (3) и (4) закрывают.
В частном случае реализации заявленного технического решения после вытесне- ния скважинной жидкости из внутритрубного пространства (11), циркуляционным электро- клапаном (18) перекрывают сообщение с затрубным пространством (43) и открывают нужный электрокпапан (3) или (4) для проведения обработки соответствующего интерва- ла пласта (12): продавливают в пласт (12) необходимый объём химической композиции, закрывают электрокпапан (3) и (4) на время технологической выдержки, по окончании технологической выдержки закрывают электрокпапан (38), открывают электрокпапан (3) или (4), циркуляционный клапан (18), запускают штанговый глубинный насос (32) и отка- чивают скважинную жидкость, находящуюся в затрубном пространстве (43), до кожуха (19) насоса (32), затем насос останавливают, закрывают электрокпапан (3) или (4) и от- крывают электрокпапан (38), удаляют продукты реакции на поверхность путем закачки скважинной жидкости во внутритрубное пространство (11) колонны труб (1) через цирку- ляционный клапан (18) и через затрубное пространство (43), операцию повторяют до по- явления продукции пласта (12) на поверхности, затем продолжают отбор продукции пла- ста (12) через скважину (9) в обычном режиме. Технический результат также достигается за счет того, что устройство для поин- тервального воздействия на горизонтальные скважины, эксплуатируемые глубинно- насосным оборудованием, включает: колонну труб (1) с кабелем (2), два или более элек- троклапанов (3) и (4) снабженных измерительными датчиками, по меньшей мере один па- кер, разделяющий внутреннее пространство горизонтального участка (8) скважины (9) на два или более интервала, электоцентробежный насос (10), размещенный на расчётном расстоянии от устья скважины, причем указанные электроклапаны (3), (4) и датчики (5), (6) связаны кабелем (2) с интерфейсным блоком на устье скважины, отличающееся тем, что колонна труб (1) выше электроклапанов (3) и (4) оснащена циркуляционным электро- клапаном (18), предназначенным для соединения внутритрубного пространства (11) ко- лонны труб (1) с затрубным пространством (43) скважины (9) при промывке колонны труб (1)·
В частном случае реализации заявленного технического решения один или более из указанных датчиков является датчиком давления.
В частном случае реализации заявленного технического решения один или более из указанных датчиков является датчиком температуры.
В частном случае реализации заявленного технического решения дополнительно содержит хвостовик и/или фильтра-хвостовика (13), герметично соединенный с обсадной колонной (14), при этом устройство дополнительно снабжено пакерами (16), разобщаю- щими межтрубное пространство (17), на соответствующие проницаемые участки.
В частном случае реализации заявленного технического решения насос дополни- тельно заключен в защитный кожух (19).
В частном случае реализации заявленного технического решения каждый электро- клапан (3), (4) и (18) выполнены в виде размещенных в корпусе (20) электродвигателя (21) с редуктором (22), вращающего вал (23), соединенный через шпиндель (24) с клапа- ном (25), выполненным с возможностью герметичного взаимодействия с седлами (27), причем над седлами (27) размещены входное (28) и выходное (29) отверстия.
В частном случае реализации заявленного технического решения клапан (25) вы- полнен в виде шара (30) с цилиндрическим сквозным отверстием (31), выполненным по- перек корпуса (20), причем в положении "открыто" отверстие (31) шара (30) соединяет входное отверстие (28) с выходным отверстием (29), позволяя скважинной жидкости по- ступать во внутреннюю полость (11) колонны труб (1), а в положении "закрыто" перекры- вает ее поступление во внутреннюю полость (11) колонны труб (1).
В частном случае реализации заявленного технического решения наружный кожух (19) содержит переводник (33), имеющий радиальные каналы (34), соединяющие про- странство скважины (9) с центральным осевым каналом (35) и штанговым глубинным насосом (32), причем центральный канал (35) снизу перекрыт заглушкой (36). В частном случае реализации заявленного технического решения в переводнике (33) выполнены боковые каналы (37) соосные центральному каналу (35).
В частном случае реализации заявленного технического решения колонна труб (1) доболнительно оборудована электроклапаном (38), для закрытия внутритрубного про- странства (11) колонны труб (1) ниже кожуха (19) при добыче скважинной жидкости и его открытия при закачке рабочего агента в горизонтальный участок (8) скважины (9) в про- цессе обработки призабойной зоны.
В частном случае реализации заявленного технического решения насос, электро- кабели, клапаны и пакеры изготовлены в коррозионностойком исполнении.
В частном случае реализации заявленного технического решения пакеры (15) и (7) установлены с таким расчетом, чтобы на протяжении горизонтального участка (8) изо- лировать между собой интервалы нефтедобычи с разной проницаемостью, а хвостовик (13) имеет перфорационные отверстия (40) или снабжен скважинным фильтром в каждом из интервалов.
В частном случае реализации заявленного технического решения кабель (2) в горизонтальном стволе скважины расположен внутри трубы НКТ.
Таким образом, использование изобретения позволяет расширить технологиче- ские возможности при добыче продукции из скважин с горизонтальными участками, обса- женными хвостовиками за счет размещения в хвостовике колонны труб с электроклапа- нами, герметично, благодаря пакерам, размещенными напротив интервалов с различной проницаемостью, с возможностью отключать из эксплуатации обводнившиеся интервалы не прекращая добычу нефти, причем для поинтервальной обработки пластов рабочими агентами применяются дополнительные независимые каналы, исключающие воздействие химреагентов и повышенного давления на стенки эксплуатационной колонны и позволя- ющие производить замену глубинно-насосного оборудования без извлечения устройства на поверхность и, кроме того, за счет применения электроклапанов с запорным механиз- мом поворотного типа, повышается их надежность.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 - показано устройство с электроцентробежным насосом - общий вид; на фиг.2 - устройство с электроцентробежным насосом со штанговым глубинным насосом (далее ШГН); на фиг.З - сечение А-А на фиг. 2; на фиг.4 - электрокпапан - общий вид; на фиг.5 - сечение А-А на фиг. 4 (увеличено); на фиг.6 - сечение Б-Б на фиг. 4 (увеличено); на фиг.7 - сечение В-В на фиг. 4 (увеличено). На фигурах цифрами обозначены следующие позиции:
1 - колонна труб; 2 - кабель; 3 - электроклапан; 4 - электроклапан; 5 - измери- тельный датчик; 6 - измерительный датчик; 7 - пакер; 8 - внутреннее пространство горизонтального участка скважины; 9 - скважина; 10 - электропогружной насос; 11 - внутритрубное пространство; 12 - пласт ; 13 - хвостовик или фильтр-хвостовик; 14
- обсодная колонна; 15 - пакер; 16 - дополнительный пакер; 17 - межтрубное про- странство; 18- циркуляционный электроклапан; 19- наружный кожух; 20 - корпус; 21 - электродвигатель; 22 - редуктор; 23 - вращающийся вал; 24 - шпиндель ; 25 - клапан; 26 - уплотнительноне кольцо; 27 - седло; 28 - входное отверстие; 29 - выходное от- верстие;30 - шар; 31 - цилиндрическое сквозное отверстие; 32 - штанговый глубин- ный насос; 33 - переводник; 34 - радиальные каналы; 35 - центральный осевой канал; 36
- заглушка; 37 - боковые каналы; 38 - электроклапан ; 39 - башмак; 40 - перфорацион- ные отверстия; 41 - датчик;42 - продольный канал; 43 - затрубное пространство.
Раскрытие изобретения
Устройство для поинтервального воздействия на горизонтальные скважины, экс- плуатируемые глубинно-насосным оборудованием (фиг. 1), включает колонну труб (1) с кабелем (2), два или более электроклапанов (3 и 4) с измерительными датчиками давле- ния (и температуры) (5, 6) пакер (или пакеры) (7), разделяющий внутреннее пространство горизонтального участка (8) скважины (9) на два интервала (возможно более двух интер- валов).
Электроклапаны (3, 4) и датчики (5, 6) связаны кабелем (2) с интерфейсным бло- ком на устье скважины. На расчётном расстоянии от устья скважины размещён электро- погружной насос (10) для поднятия продукции на поверхность по внутритрубному про- стран ству (11).
Горизонтальный участок (8) скважины (9) строят через пласт (12) с различными зо- нами проницаемости, разделяя по результатам геофизических исследований с помощью пакеров (7) пласт (12) на интервалы - слабопроницаемые и средне - или высокопроница- емые.
В случае применения хвостовика или фильтра-хвостовика (13) обсадной колонны (14), спускаемого до забоя, и герметично (например, с помощью пакера (15) соединенного с обсадной колонной (14), устанавливают дополнительно пакеры (16), разобщающие межтрубное пространство (17), на соответствующие проницаемые участки.
Новым является то, что колонна труб (1) выше электроклапанов (3) и (4) оснащена циркуляционным электроклапаном (18), предназначенным для соединения внутритрубно- го пространства (11) колонны труб (1) с пространством скважины (9) при промывке колон- ны труб (1), например, от остатков закачанного в горизонтальный участок (8) химической композиции, в процессе обработки призабойной зоны. Электроцентробежный насос (10) заключен в наружный кожух (19) с целью исклю- чения воздействия химических реагентов на стенки эксплуатационной колонны (14) и по- вышенного давления при закачке химической композиции в горизонтальный участок (8) скважины (9).
При этом каждый электроклапан (3), (4) и (18) выполнены в виде размещенных в корпусе (20) (фиг. 4) электродвигателя (21) с редуктором (22), вращающий вал (23) кото- рых соединен через шпиндель (24) с клапаном (25), выполненным с возможностью герме- тичного (благодаря, например, уплотнительным кольцам (26) (фиг. 6)) взаимодействия с седлами (27). Над седлами (27) размещены входное (28) (фиг. 4) и выходное (29) отвер- стия.
Новым является то, что клапан (25) выполнен в виде шара (30) с цилиндрическим сквозным отверстием (31), выполненным поперек корпуса (20). Причем в положении "от- крыто" отверстие (31) шара (30) соединяет входное отверстие (28) с выходным отверсти- ем (29), позволяя скважинной жидкости поступать во внутреннюю полость (11) (фиг. 1) колонны труб (1), а в положении "закрыто" (поворот шара (30) (фиг. 4) на 90 градусов) пе- рекрывает ее поступление во внутреннюю полость (11) (фиг. 1) колонны труб (1).
В случае применения штангового глубинного насоса (фиг. 2) добычу скважинной жидкости из горизонтального участка (8) скважины (9) осуществляют через открытые электроклапаны (3), (4) и открытый циркуляционный электроклапан (18), откуда она по- ступает в ствол скважины (9) и к штанговому глубинному насосу (32).
Новым является то, что наружный кожух (19) содержит переводник (33), имеющий радиальные каналы (34) (фиг. 2, 3), соединяющие пространство скважины (9) (фиг. 2) с центральным осевым каналом (35) и штанговым глубинным насосом (32), причем цен- тральный канал (35) снизу перекрыт заглушкой (36). Для закачки химической композиции в горизонтальный участок (8) скважины (9) в переводнике (33) имеются боковые каналы (37) (фиг. 2, 3) соосные центральному каналу (35).
При этом колонну труб (1) оборудуют дополнительно электроклапаном (38), пред- назначенным для закрытия внутритрубного пространства (11) колонны труб (1) ниже ко- жуха (19) при добыче скважинной жидкости и его открытия при закачке химической компо- зиции в горизонтальный участок (8) скважины (9) в процессе обработки призабойной зо- ны.
Способ осуществляют в следующей последовательности.
Бурят в пласте (12) (фиг. 1) горизонтальный участок (8) скважины (9). После про- ведения геофизических исследований и определения количества и длин интервалов нефтедобычи (слабопроницаемых, средне - или высокопроницаемых) в горизонтальный участок (8) спускают и устанавливают хвостовик (или фильтр-хвостовик) (13) обсадной колонны (14) с пакерами (15), (7) и башмаком (39)
(фиг. 1). При этом пакеры (15) и (7) устанавливают с таким расчетом, чтобы на протяжении горизонтального участка (8) изолировать между собой интервалы нефтедобычи с разной проницаемостью (на фиг. 1 показано два интервала), а хвостовик (13) перфорируют от- верстиями (40) (или снабжают скважинными фильтрами) напротив каждого из интерва- лов.
Далее на колонне труб (1) спускают в горизонтальный участок (8) и устанавливают внутри хвостовика (13) компоновку, состоящую из электроклапанов (3), (4) с измеритель- ными датчиками давления и температуры (5), (6) (фиг. 1), кабеля (2), пакеров (16) (фиг.1 ), располагая пакеры (16) таким образом, чтобы они находились напротив соответствующих им пакеров (7) и (15) герметично разделяя межтрубное пространство (17). Выше пакера (15) хвостовика (13) в колонну труб (1) монтируют циркуляционный электроклапан (18), а в вертикальном стволе скважины (9) размещают электроцентробежный насос (10) в ко- жухе (19), жестко соединенном с колонных труб (1).
При этом электрокпапаны (3), (4) открыты для лучшей заполняемости внутритруб- ного пространства (11) колонны труб (1) продукцией скважины (9), а циркуляционный электроклапан (18) закрыт.
Подъем продукции из горизонтального участка (8) осуществляют с помощью электроцетробежного насоса (10) по внутритрубному пространству (11) колонны труб (1).
По информации, переданной с датчиков (5), (6) по кабелю (2) на устье скважины (9), определяют давление в каждом сегменте и соответствующую температуру.
При эксплуатации скважины (9) с штанговым глубинным насосом (32) (фиг. 2) за- полнение внутритрубного пространства (11) колонны труб (1) продукцией скважины (9) при спуске оборудования производят с открытыми электроклапанами (3), (4), (18) и (38). Перед отбором продукции скважины (9) с помощью штангового глубинного насоса (32) электроклапан (38) закрывают.
Мониторинг данных, полученных с датчиков (5), (6), (41) осуществляют постоянно. При необходимости закрывают (или открывают) электрокпапаны (3) и (4). Для этого с устья скважины (9) подают сигнал по кабелю (2) на соответствующий электроклапан (3) или (4). При этом электродвигатель (21) (фиг. 4), расположенный в корпусе (20) электро- клапана (3) или (4), через редуктор (22) начинает вращать вал (23) со шпинделем (24) по- ворачивая шар (30) с цилиндрическим сквозным отверстием (31) так, чтобы соединить (или разъединить) входное отверстие (28) с выходным отверстием (29), т.е. «открыть» (или «закрыть») электроклапан (3) или (4). Конструкция циркуляционного электрокпапана (18) аналогична конструкции электроклапанов (3) или (4).
При этом продукция из соответствующего интервала горизонтального участка (8) (фиг. 1) проходит через продольный канал (42) (фиг. 4) в корпусе (20) электрокпапана (3) или (4) и поднимается по внутритрубному пространству (11) (фиг. 1) при закрытом цирку- ляционном электрокпапане (18) в кожух (19) и на вход электроцентробежного насоса (10). В случае, когда необходимо закачать в соответствующий интервал горизонтально- го участка (8) скважины (9) химическую композицию для обработки пласта (12) закрывают электроклапаны (3) и (4) и открывают циркуляционный электроклапан (18), затем вытес- няют из трубного пространства (11) на поверхность скважинную продукцию через затруб- ное пространство (43) колонны (14), путём прокачки расчётного объёма химической ком- позиции во внутритрубное пространство (11) колонны (1) до циркуляционного клапана (18).
При этом электроцентробежный насос, электрокабели, электроклапаны и пакеры должны быть изготовлены в коррозионностойком исполнении.
Далее в циркуляционном электроклапане (18) перекрывают сообщение с затруб- ным пространством (43) и открывают соответствующий электроклапан (3) или (4) для проведения обработки нужного интервала пласта (12). Для этого продавливают в пласт (12) необходимый объём химической композиции, закрывают электрокпапан (3) или (4) на время технологической выдержки.
По окончании технологической выдержки открывают соответствующий электро- клапан (3) или (4), запускают электроцентробежный насос (10) и откачивают объём сква- жинной жидкости, находящейся во внутритрубном пространстве (11). При откачке сква- жинной жидкости продукты реакции заполняют внутритрубное пространство (11) до ко- жуха (19). Насос останавливают, закрывают электрокпапан (3) или (4), открывают элек- троклапан (18) и через затрубное пространство (43) удаляют продукты реакции на по- верхность. Данную операцию повторяют до появления скважинной продукции на поверх- ности.
Затем продолжают отбор продукции в обычном режиме.
Технология поинтервальной обработки пласта (12) для скважин, эксплуатируемых с помощью штангового глубинного насоса (32) (фиг. 2) предусматривает вытеснение на поверхность скважинной продукции из затрубного пространства (43) путём прокачки рас- чётного объёма химической композиции во внутритрубное пространство (11) колонны труб (1) через боковые каналы (37) переводника (33) и открытый электрокпапан (38). При- чем циркуляционный электрокпапан (18) перед этим открывают, а электроклапаны (3) и (4) закрывают.
Далее после вытеснения скважинной жидкости из внутритрубного пространства (11) в циркуляционном электроклапане (18) перекрывают сообщение с затрубным про- странством (43) и открывают нужный электрокпапан (3) или (4) для проведения обработки соответствующего интервала пласта (12). Для этого продавливают в пласт (12) необхо- димый объём химической композиции, закрывают электрокпапан (3) или (4) на время тех- нологической выдержки.
По окончании технологической выдержки закрывают электрокпапан (38), открыва- ют электрокпапан (3) или (4), циркуляционный клапан (18), запускают штанговый глубин- ный насос (32) и откачивают скважинную жидкость, находящуюся в затрубном простран- стве (43). При откачке скважинной жидкости продукты реакции заполняют затрубное про- странство (43) до нижней части штангового глубинного насоса (32). Насос останавливают, закрывают электроклапан (3) или (4) и открывают электрокпапан (38). Закачкой скважин- ной жидкости во внутритрубное пространство колонны труб (1) (например, с помощью аг- регата ЦА-320) через циркуляционный клапан (18) и через затрубное пространство (43) удаляют продукты реакции на поверхность. Данную операцию повторяют до появления скважинной продукции на поверхности.
Затем продолжают отбор продукции в обычном режиме.
Таким образом, использование изобретения позволяет расширить технологиче- ские возможности при добыче продукции из скважин с горизонтальными участками, обса- женными хвостовиками за счет размещения в хвостовике колонны труб с электроклапа- нами, герметично, благодаря пакерам, размещенными напротив интервалов с различной проницаемостью, с возможностью отключать из эксплуатации обводнившиеся интервалы не прекращая добычу нефти, причем для поинтервальной обработки пластов химической композицией (без подъема глубинно-насосного оборудования и без привлечения бригад подземного ремонта скважин и капитального ремонта скважин) применяются дополни- тельные независимые каналы, исключающие воздействие химреагентов и повышенного давления на стенки эксплуатационной колонны и позволяющие производить замену глу- бинно-насосного оборудования без извлечения устройства на поверхность и, кроме того, за счет применения клапана поворотного типа, повышается их надежность.
ПРИМЕР:
Технология поинтервальной обработки пласта (12) для скважин, эксплуатируемых с помощью штангового глубинного насоса в стандартном режиме (32) (фиг. 2) предусмат- ривает вытеснение на поверхность скважинной продукции из затрубного пространства (43) путём прокачки от 0,6-1 м3 на 1 м вскрытой толщины пласта химической композиции, например 10-16%-ного водного раствора соляной кислоты, во внутритрубное простран- ство (11) колонны труб (1) через боковые каналы (37) переводника (33) и открытый элек- троклапан (38). Причем циркуляционный электроклапан (18) перед этим открывают, а электроклапаны (3) и (4) закрывают.
Далее после вытеснения скважинной жидкости из внутритрубного пространства (11) в циркуляционном электроклапане (18) перекрывают сообщение с затрубным про- странством (43) и открывают нужный электроклапан (3) или (4) для проведения обработки соответствующего интервала пласта (12). Для этого продавливают в пласт (12) необхо- димый объём химической композиции, закрывают электрокпапан (3) или (4). Нродолжи- тельность выдерживания химической композиции - 2 ч . По окончании технологиче- ской выдержки закрывают электроклапан (38), открывают электрокпапан (3) или (4), цир- куляционный клапан (18), запускают штанговый глубинный насос (32) и откачивают сква- жинную жидкость, находящуюся в затрубном пространстве (43). При откачке скважинной жидкости продукты реакции заполняют затрубное пространство (43) до нижней части штангового глубинного насоса (32). Насос останавливают, закрывают электрокпапан (3) или (4) и открывают электрокпапан (38). Закачкой скважинной жидкости во внутритрубное пространство колонны труб (1) (например, с помощью агрегата ЦА-320) через циркуляци- онный клапан (18) и через затрубное пространство (43) удаляют продукты реакции на по- верхность. Данную операцию повторяют до появления скважинной продукции на поверх ности.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ поинтервального воздействия на горизонтальные скважины, вклю- чащий этапы на которых: предварительно бурят горизонтальный участок (8) скважины (9), который строят через пласт (12) с различными зонами проницаемости, проводят геофизические исследования и определяют количество интервалов нефтедобычи разных категорий и их длины, в горизонтальный участок (8) спускают и устанавливают хвостовик или фильтр- хвостовик (13) обсадной колонны (14) с пакерами (15), (7) и башмаком (39), расположен- ными на колонне в соответствии с размерами указанных интервалов нефтедобычи, на колонне труб (1) спускают в горизонтальный участок (8) и устанавливают внутри хвостовика (13) сборку, состоящую из электроклапанов (3), (4), (18) с измерительными датчиками давления и температуры (5), (6), (41) кабеля (2), пакеров (16), располагая па- керы (16) таким образом, чтобы они находились напротив соответствующих им пакеров (7) и (15) герметично разделяя межтрубное пространство (17), в эксплуатационной колонне (14) размещают электроцентробежный насос (10) в кожухе (19), жестко соединенном с колонных труб (1), при спуске сборки в скважину (9) электрокпапаны (3), (4) открывают для заполне- ния внутритрубного пространства (11) колонны труб (1) продукцией скважины (9), а цир- куляционный электроклапан (18) закрывают, выполняют мониторинг данных, полученных с датчиков, периодически обрабатывают участки пласта (12) путем закачки химической компо- зиции в соответствующий интервал горизонтального участка (8) скважины (9).
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при спуске оборудования заполняют внутритрубное пространство (11) колонны труб (1) продукцией скважины (9) и открывают электроклапаны (3), (4), (18) и (38) при эксплуатации скважины (9) штанговым глубинным насосом (32)
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что электроклапан (38) закрывают перед отбором продукции скважины (9) с помощью штангового глубинного насоса (32).
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для выполнения мониторинга дан- ных, получаемых с датчиков закрывают или открывают электроклапаны (3) и (4).
5. Способ по п. 1 , отличающийся тем, что для закачки в соответствующий ин- тервал горизонтального участка (8) скважины (9) химической композиции для обработки пласта (12) выполняют этапы на которых: закрывают электроклапаны (3) и (4) и открывают циркуляционный электроклапан
(18), затем вытесняют из трубного пространства (11) на поверхность скважинную про- дукцию через затрубное пространство (43) колонны (14), путём прокачки расчётного объ- ёма химической композиции во внутритрубное пространство (11) колонны (1) до циркуля- ционного клапана (18), циркуляционным электроклапаном (18) перекрывают сообщение с затрубным про- странством (43) и открывают соответствующий электрокпапан (3) или (4) для проведения обработки нужного интервала пласта (12), продавливают в пласт (12) необходимый объём химической композиции, закрыва- ют электроклапан (3) или (4) на время технологической выдержки, по окончании технологической выдержки открывают соответствующий электрокпа- пан (3) или (4), запускают насос и откачивают расчётный объём скважинной жидкости, находящейся во внутритрубном пространстве (11), от электроклапана до кожуха (19), закрывают соответствующий электрокпапан (3) или (4), открывают клапан (18) и вымывают продукты реакции из внутреннего пространства (11) на поверхность, эту операцию повторяют до появления продукции пласта (12) на поверхности, далее продолжают отбор продукции скважины 9 в обычном режиме.
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для поинтервальной обработки пла- ста (12) для скважин, эксплуатируемых с помощью штангового глубинного насоса (32, предусматривает вытеснение на поверхность скважинной продукции через затрубное пространство (43) путём прокачки расчётного объёма химической композиции во внут- ритрубное пространство (11) колонны труб (1) через боковые каналы (37) переводника (33) и открытый электрокпапан (38), причем циркуляционный электрокпапан (18) перед этим открывают, а электроклапаны (3) и (4) закрывают.
7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что после вытеснения скважинной жид- кости из внутритрубного пространства (11), циркуляционным электроклапаном (18) пере- крывают сообщение с затрубным пространством (43) и открывают нужный электрокпапан (3) или (4) для проведения обработки соответствующего интервала пласта (12): продавливают в пласт (12) необходимый объём химической композиции, закрыва- ют электрокпапан (3) и (4) на время технологической выдержки, по окончании технологической выдержки закрывают электрокпапан (38), открыва- ют электрокпапан (3) или (4), циркуляционный клапан (18), запускают штанговый глубин- ный насос (32) и откачивают скважинную жидкость, находящуюся в затрубном простран- стве (43), до кожуха (19) насоса (32), затем насос останавливают, закрывают электрокпапан (3) или (4) и открывают электрокпапан (38), удаляют продукты реакции на поверхность путем закачки скважинной жидкости во внутритрубное пространство (11) колонны труб (1) через циркуляционный клапан (18) и через затрубное пространство (43), д операцию повторяют до появления продукции пласта (12) на поверхности, затем продолжают отбор продукции пласта (12) через скважину (9) в обычном ре- жиме.
8. Устройство для поинтервального воздействия на горизонтальные скважины, эксплуатируемые глубинно-насосным оборудованием, включает: колонну труб (1) с кабелем (2), два или более электроклапанов (3) и (4) снабженных измерительными датчиками, по меньшей мере один пакер, разделяющий внутреннее пространство горизон- тального участка (8) скважины (9) на два или более интервала, электоцентробежный насос (10), размещенный на расчётном расстоянии от устья скважины, причем указанные электроклапаны (3), (4) и датчики (5), (6) связаны кабелем (2) с интерфейсным блоком на устье скважины, отличающееся тем, что колонна труб (1) выше электроклапанов (3) и (4) оснащена циркуляционным электроклапаном (18), пред- назначенным для соединения внутритрубного пространства (11) колонны труб (1) с за- трубным пространством (43) скважины (9) при промывке колонны труб (1).
9. Устройство по п. 8, отличающееся тем, что один или более из указанных датчиков является датчиком давления.
10. Устройство по п. 8, отличающееся тем, что один или более из указанных датчиков является датчиком температуры.
11 . Устройство по п. 8, отличающееся тем, что дополнительно содержит хво- стовик и/или фильтра-хвостовика (13), герметично соединенный с обсадной колонной (14), при этом устройство дополнительно снабжено пакерами (16), разобщающими межтрубное пространство (17), на соответствующие проницаемые участки.
12. Устройство по п. 8, отличающееся тем, что насос дополнительно заключен в защитный кожух (19).
13. Устройство по п. 8, отличающееся тем, что каждый электроклапан (3), (4) и (18) выполнены в виде размещенных в корпусе (20) электродвигателя (21) с редуктором (22), вращающего вал (23), соединенный через шпиндель (24) с клапаном (25), выполнен- ным с возможностью герметичного взаимодействия с седлами (27), причем над седлами (27) размещены входное (28) и выходное (29) отверстия.
14. Устройство по п. 13, отличающееся тем, что клапан (25) выполнен в виде шара (30) с цилиндрическим сквозным отверстием (31), выполненным поперек корпуса (20), причем в положении "открыто" отверстие (31) шара (30) соединяет входное отвер- стие (28) с выходным отверстием (29), позволяя скважинной жидкости поступать во внут- реннюю полость (11) колонны труб (1), а в положении "закрыто" перекрывает ее поступ- ление во внутреннюю полость (11 ) колонны труб (1 ).
15. Устройство по п. 12, отличающееся тем, что наружный кожух (19) содержит переводник (33), имеющий радиальные каналы (34), соединяющие пространство скважи- ны (9) с центральным осевым каналом (35) и штанговым глубинным насосом (32), причем центральный канал (35) снизу перекрыт заглушкой (36).
16. Устройство по п. 15, отличающееся тем, что в переводнике (33) выполнены боковые каналы (37) соосные центральному каналу (35).
17. Устройство по п. 8, отличающееся тем, что колонна труб (1) доболнительно оборудована электроклапаном (38), для закрытия внутритрубного пространства (11) ко- лонны труб (1) ниже кожуха (19) при добыче скважинной жидкости и его открытия при за- качке рабочего агента в горизонтальный участок (8) скважины (9) в процессе обработки призабойной зоны.
18. Устройство по п. 8, отличающееся тем, что насос, электрокабели, клапаны и пакеры изготовлены в коррозионностойком исполнении.
19. Устройство по п. 8, отличающееся тем, что пакеры (15) и (7) установлены с таким расчетом, чтобы на протяжении горизонтального участка (8) изолировать между собой интервалы нефтедобычи с разной проницаемостью, а хвостовик (13) имеет перфо- рационные отверстия (40) или снабжен скважинным фильтром в каждом из интервалов.
20. Устройство по п. 8, отличающееся тем, что кабель (2) в горизонтальном стволе скважины расположен внутри трубы НКТ.
PCT/RU2020/050160 2019-08-14 2020-07-17 Способ поинтервального воздействия на горизонтальные скважины WO2021029786A1 (ru)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EA202092903A EA202092903A1 (ru) 2019-08-14 2020-07-17 Способ поинтервального воздействия на горизонтальные скважины, эксплуатируемые глубинно-насосным оборудованием, и устройство для его осуществления
US17/634,636 US20220325605A1 (en) 2019-08-14 2020-07-17 Method for interval action on horizontal wells

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201962886367P 2019-08-14 2019-08-14
US62/886,367 2019-08-14

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2021029786A1 true WO2021029786A1 (ru) 2021-02-18

Family

ID=74571161

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2020/050160 WO2021029786A1 (ru) 2019-08-14 2020-07-17 Способ поинтервального воздействия на горизонтальные скважины

Country Status (3)

Country Link
US (1) US20220325605A1 (ru)
EA (1) EA202092903A1 (ru)
WO (1) WO2021029786A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN113338905A (zh) * 2021-06-08 2021-09-03 太平洋远景石油技术(北京)有限公司 一种水平井测试仪泵送方法及管柱

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20060131029A1 (en) * 2004-12-21 2006-06-22 Zupanick Joseph A Method and system for cleaning a well bore
RU71755U1 (ru) * 2007-08-27 2008-03-20 Николай Александрович Богатов Насосно-компрессорная труба
RU2433307C1 (ru) * 2010-08-17 2011-11-10 Николай Иванович Парийчук Привод электропогружного насоса с наружным кожухом
RU2488686C1 (ru) * 2012-01-10 2013-07-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ разобщения и управления выработкой запасов, дренируемых горизонтальной скважиной, и устройство для его осуществления
RU2534555C1 (ru) * 2013-08-13 2014-11-27 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) Способ поинтервальной изоляции притока пластовых вод в горизонтальных скважинах
RU2547190C1 (ru) * 2014-04-02 2015-04-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Устройство регулирования потока текучей среды в скважине

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7108067B2 (en) * 2002-08-21 2006-09-19 Packers Plus Energy Services Inc. Method and apparatus for wellbore fluid treatment
US9453388B2 (en) * 2012-04-11 2016-09-27 MIT Innovation Sdn Bhd Apparatus and method to remotely control fluid flow in tubular strings and wellbore annulus
US9745833B2 (en) * 2014-04-01 2017-08-29 Landmark Graphics Corporation Optimizing oil recovery and reducing water production in smart wells
CN105422058B (zh) * 2015-12-25 2018-06-26 中海油能源发展股份有限公司 一种水平井丢手式可调流分层开采方法
CN107780902A (zh) * 2016-08-25 2018-03-09 王磊 可分段开采的稠油水平井完井管柱
RU2653216C1 (ru) * 2017-04-26 2018-05-07 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ и устройство для исследования и эксплуатации горизонтальной скважины с зонами различной проницаемости
US20190040715A1 (en) * 2017-08-04 2019-02-07 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Multi-stage Treatment System with Work String Mounted Operated Valves Electrically Supplied from a Wellhead

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20060131029A1 (en) * 2004-12-21 2006-06-22 Zupanick Joseph A Method and system for cleaning a well bore
RU71755U1 (ru) * 2007-08-27 2008-03-20 Николай Александрович Богатов Насосно-компрессорная труба
RU2433307C1 (ru) * 2010-08-17 2011-11-10 Николай Иванович Парийчук Привод электропогружного насоса с наружным кожухом
RU2488686C1 (ru) * 2012-01-10 2013-07-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ разобщения и управления выработкой запасов, дренируемых горизонтальной скважиной, и устройство для его осуществления
RU2534555C1 (ru) * 2013-08-13 2014-11-27 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) Способ поинтервальной изоляции притока пластовых вод в горизонтальных скважинах
RU2547190C1 (ru) * 2014-04-02 2015-04-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Устройство регулирования потока текучей среды в скважине

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN113338905A (zh) * 2021-06-08 2021-09-03 太平洋远景石油技术(北京)有限公司 一种水平井测试仪泵送方法及管柱

Also Published As

Publication number Publication date
EA202092903A1 (ru) 2021-07-13
US20220325605A1 (en) 2022-10-13

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US6325146B1 (en) Methods of downhole testing subterranean formations and associated apparatus therefor
RU2380522C1 (ru) Установка для одновременно-раздельного исследования и эксплуатации электропогружным насосом многопластовой скважины (варианты)
US7231978B2 (en) Chemical injection well completion apparatus and method
RU2328590C1 (ru) Способ раздельной эксплуатации объектов нагнетательной или добывающей скважины и варианты установки для его реализации
RU2313659C1 (ru) Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин
US20090288824A1 (en) Multi-zone formation fluid evaluation system and method for use of same
US20080302529A1 (en) Multi-zone formation fluid evaluation system and method for use of same
CA2900968A1 (en) Well injection and production method and system
NO341183B1 (no) System og fremgangsmåte for produksjon av fluider fra undergrunnsformasjoner
US5540281A (en) Method and apparatus for testing noneruptive wells including a cavity pump and a drill stem test string
CA2644571C (en) Well jet device and the operating method thereof
EP3194708B1 (en) Fast-setting retrievable slim-hole test packer and method of use
WO2021029786A1 (ru) Способ поинтервального воздействия на горизонтальные скважины
WO2001049973A1 (en) Method and apparatus for downhole production testing
NO20210410A1 (en) Wet-mate retrievable filter system
RU2382182C1 (ru) Конструкция многозабойной низкодебитной скважины для одновременной эксплуатации нескольких пластов разной продуктивности в условиях аномально низких пластовых давлений
EA043470B1 (ru) Способ поинтервального воздействия на горизонтальные скважины, эксплуатируемые глубинно-насосным оборудованием, и устройство для его осуществления
RU2425961C1 (ru) Способ эксплуатации скважины
RU2263784C1 (ru) Эжекторный многофункциональный пластоиспытатель для горизонтальных скважин и способ его работы
RU79935U1 (ru) Конструкция многозабойной скважины для одновременной эксплуатации нескольких пластов разной продуктивности
RU2746331C1 (ru) Скважинная установка для одновременно раздельной эксплуатации двух пластов
RU2782227C1 (ru) Способ обработки призабойной зоны пласта и устройство для его осуществления
RU2702180C1 (ru) Установка одновременно-раздельной добычи нефти скважиной с боковым наклонно-направленным стволом
RU2769027C1 (ru) Способ интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой (варианты)
RU2282760C1 (ru) Скважинная струйная установка и способ ее работы

Legal Events

Date Code Title Description
NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

32PN Ep: public notification in the ep bulletin as address of the adressee cannot be established

Free format text: NOTING OF LOSS OF RIGHTS PURSUANT TO RULE 112(1) EPC (EPO FORM 1205 DATED 04/08/2022)

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 20851708

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1