Способ компоновки внутрискважинного и устьевого оборудования для проведения исследований скважины, предусматривающих закачку в пласт агента нагнетания и добычу флюидов из пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Техническим результатом является получение максимальной информативности промыслового исследования с закачкой в пласт агента нагнетания и добычей флюидов из пласта в различных условиях, включая исследования в условиях автономии, при наличии толщи многолетнемерзлых пород, а также при низкой приемистости продуктивного интервала. Предложен способ компоновки внутрискважинного и устьевого оборудования для проведения исследований скважины, предусматривающих закачку в пласт агента нагнетания и добычу флюидов из пласта, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) со струйным насосом или циркуляционными клапанами, предназначенными для компрессорной эксплуатации с разобщением пакером НКТ и затрубного пространства. При этом башмак НКТ спускают до уровня или как можно ближе к уровню верхних дыр перфорации. Пакер размещают на удалении не более 20 метров от башмака НКТ, над пакером как можно ближе к нему на одной из труб НКТ размещают один или два циркуляционных клапана или струйный насос и под ними мандрель с одним или двумя, для трубного и затрубного пространства дистанционными (перманентными) кварцевыми датчиками давления и температуры. Устье скважины оборудуют компоновкой, содержащей лубрикатор, два устьевых датчика давления и температуры для контроля буферных и затрубных параметров, штуцерной камерой с регулируемым штуцером, многофазным расходомером, пробоотборником, позволяющим в условиях работы скважины отбирать устьевые пробы нефти, воды и газа, нагнетательным узлом, состоящим из двух уголков и двух штуцерных камер. Предусматривают возможность подключения подающего агрегата для закачки агента нагнетания или подачи рабочего агента из емкости к буферной линии или затрубному пространству. Линию от подающего агрегата оборудуют отводом через штуцерную камеру с регулируемым штуцером обратно в емкость; на линии от подающего агрегата к скважине после отводной линии устанавливают расходомер для контроля объемов подачи агента к скважине. Для повышения надежности измерения давления и температуры под пакером размещают один или два автономных или дистанционных датчика давления и температуры. Для повышения точности замера дебита фаз в притоке из пласта на колонне НКТ над или под пакером размещают забойный многофазный расходомер с функциями постоянного контроля расхода фаз, а также с функцией замера забойного давления и температуры. Для обеспечения возможности прямой и обратной циркуляции в стволе скважины в состав внутрискважинной компоновки включают прямой и обратный циркуляционные клапаны. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной отрасли промышленности, а именно к обеспечению успешного проведения специализированных промысловых исследований с закачкой в пласт агента нагнетания и добычей флюидов для оценки параметров нефтяного пласта.

Методики проведения таких исследований (см., например, Способ достоверного определения коэффициента вытеснения и относительных фазовых проницаемостей. Патент РФ №2445604 / Закиров С.Н., Николаев В.А., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П., Васильев И.В.) предполагают закачку в пласт агента нагнетания (обычно воды или водного раствора солей) с измерением изменения приемистости скважины и забойного давления глубинными манометрами. Также исследования могут предусматривать периодический спуск геофизического прибора и запись геофизических измерений (ГИС) для контроля изменения нефтенасыщенности околоскважинной зоны пласта. После завершения закачки осуществляется отработка скважины, то есть добыча из пласта пластовых (нефти, воды) и закачанного флюидов. При этом осуществляется измерение изменений во времени дебитов скважины по нефти и воде, по которым контролируется динамика снижения обводненности, и измерение забойного давления глубинным манометром. В процессе отработки скважины также могут осуществлять периодическую запись ГИС для контроля изменения нефтенасыщенности околоскважинной зоны пласта.

Рассматриваемый тип исследований накладывает следующие требования на компоновку скважины и устьевого оборудования.

- В качестве закачиваемого агента обычно выступает вода или водный раствор солей, поэтому при нормальном гидростатическом или пониженном пластовом давлении отработку скважины после закачки агента невозможно начать и выполнить в режиме фонтанирования.

- Для периодической записи ГИС требуется возможность прохождения геофизического прибора на кабеле на забой скважины без подъема компоновки.

- Исследования рассматриваемого типа целесообразны в том числе на ранней стадии изучения месторождения в условиях автономии и при отсутствии промысловой инфраструктуры. Следовательно, компоновка устьевого оборудования должна предусматривать возможность проведения работ с применением стандартного оборудования и средств, применяемых при испытаниях нефтяных скважин, проведении капитальных ремонтов скважин (КРС) и ГИС в условиях автономии.

Известен способ компоновки внутрискважинного и устьевого оборудования нефтяной скважины, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с погружным электроцентробежным (ЭЦН) или винтовым (ВНН) насосом. Основными недостатками данного способа являются:

- невозможность спуска на забой и подъема геофизических приборов на кабеле из-за перекрытия сечения НКТ насосом,

- невозможность закачки агента нагнетания через НКТ - по той же причине.

Закачка агента (воды) по затрубному пространству значительно повышает риск промерзания или загидрачивания скважины при наличии толщи многолетнемерзлых пород и исключает возможность разобщения затрубного пространства и забоя скважины пакером для исключения слабоконтролируемых перетоков флюидов между НКТ и затрубным пространством.

Также известен способ компоновки внутрискважинного и устьевого оборудования нефтяной скважины, включающий спуск в скважину колонны НКТ со струйным насосом или для компрессорной эксплуатации и установку пакера для разобщения НКТ и затрубного пространства. В данном способе используют стандартную компоновку устьевого оборудования нефтяной скважины и на цикле закачки производят прямое подключение нагнетательной линии от подающего агрегата к буферной линии или затрубному пространству для закачки агента нагнетания в НКТ или затрубное пространство соответственно. Рабочий агент для работы струйного насоса или компрессорный газ подают в НКТ или затрубное пространство тем же образом, что и агент нагнетания. Для подачи компрессорного газа могут также спускать колонну гибких труб в НКТ.

Недостатки указанного способа состоят в следующем.

- В качестве подающего агрегата, особенно при исследованиях в условиях автономии, обычно используют агрегаты бригад ремонта скважин, характеризующиеся высокой производительностью даже на минимальных технологически допустимых режимах эксплуатации. В случае низкой приемистости скважины прямое подключение подающего агрегата может не позволить обеспечить закачку в непрерывном режиме. Это происходит, если даже при режиме минимальной производительности агрегата имеет место быстрый рост устьевого давления до предельно допустимых значений из-за неполной утилизации подаваемых объемов агента нагнетания в пласт. Вынужденный переход на периодический режим закачки снижает информативность исследований.

- Аналогичная ситуация возникает на режиме отбора флюидов из пласта с использованием струйного насоса. Прямое подключение подающего агрегата для закачки эжектирующего рабочего агента не позволяет осуществлять плавное регулирование темпов подачи (интенсивности эжектирования), а следовательно, и создаваемой депрессии на продуктивный пласт.

- В случае низкой приемистости ограничен и общий объем закачки рабочего агента в пласт при проведении исследования. По этой причине, а также вследствие опасности промерзания ствола скважины (или загидрачивания, или выпадения асфальто-смоло-парафиновых отложений) при наличии толщи многолетнемерзлых пород может возникать необходимость при проведении закачки продавливания агента нагнетания в пласт другим флюидом, например дегазированной нефтью. Для этого компоновка должна предусматривать возможность циркуляционного замещения в НКТ одного флюида другим.

- При общем объеме закачки агента нагнетания в пласт, сопоставимом с работающим объемом ствола скважины, затруднительно определение фактической динамики обводненности притекающего из пласта на забой потока флюидов. Данные устьевых измерений в этом случае показывают результат смешивания в стволе имевшегося там на конец закачки, поступающего с забоя и подаваемого для эжектирования флюидов.

- При исследовании малодебитных скважин с применением струйного насоса расход подачи рабочего (эжектирующего) агента (обычно нефти или воды) может в несколько раз превышать дебит притока флюидов из пласта. В этом случае оценка притока из пласта сильно осложняется из-за ограниченной точности регистрации фактических отборов на устье скважины и затруднительности выделения вклада рабочего агента в общий поток соответствующей фазы на устье.

С учетом отмеченных недостатков применение известных способов компоновки внутрискважинного и устьевого оборудования при проведении промысловых исследований скважин приводит в ряде типовых случаев к значительному снижению информативности результатов исследования и к сложности интерпретации полученных данных.

В основу настоящего изобретения положена задача обоснования способа компоновки внутрискважинного и устьевого оборудования для получения максимальной информативности исследования и интерпретации полученных данных в различных условиях, включая исследования в условиях автономии, при наличии толщи многолетнемерзлых пород, при низкой приемистости продуктивного интервала.

Выполнение поставленной задачи достигается тем, что предлагаемый способ компоновки внутрискважинного и устьевого оборудования для проведения исследований скважины, предусматривающих закачку в пласт агента нагнетания и добычу флюидов из пласта, включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) со струйным насосом или для компрессорной эксплуатации, разобщение пакером НКТ и затрубного пространства и отличается тем, что башмак НКТ спускают до уровня или как можно ближе к уровню верхних дыр перфорации, пакер размещают на удалении не более 20 метров от башмака НКТ, над пакером как можно ближе к нему на одной из труб НКТ размещают один или два циркуляционных клапана или струйный насос и под ними мандрель с одним или двумя, для трубного и затрубного пространства, дистанционными (перманентными) кварцевыми датчиками давления и температуры. Устье скважины оборудуют компоновкой, содержащей лубрикатор, два устьевых датчика давления и температуры для контроля буферных и затрубных параметров, штуцерной камерой с регулируемым штуцером, многофазным расходомером, пробоотборником, позволяющим в условиях работы скважины отбирать устьевые пробы нефти, воды и газа, нагнетательным узлом, состоящим из двух уголков и двух штуцерных камер; предусматривают возможность подключения подающего агрегата для закачки агента нагнетания или подачи рабочего агента из емкости к буферной линии или затрубному пространству; линию от подающего агрегата оборудуют отводом через штуцерную камеру с регулируемым штуцером обратно в емкость; на линии от подающего агрегата к скважине после отводной линии устанавливают расходомер для контроля объемов подачи агента к скважине. Для повышения надежности измерения давления и температуры под пакером размещают один или два автономных или дистанционных датчика давления и температуры. Для повышения точности замера дебита фаз в притоке из пласта на колонне НКТ над или под пакером размещают забойный многофазный расходомер с функциями постоянного контроля расхода фаз, а также с функцией замера забойного давления и температуры. Для обеспечения возможности прямой и обратной циркуляции в стволе скважины в состав внутрискважинной компоновки включают прямой и обратный циркуляционные клапаны.

Краткое описание чертежей.

На фиг.1а и 1б представлены два возможных варианта схемы компоновки внутрискважинного оборудования. Приведены варианты схемы для случая использования двойной компоновки автономных датчиков давления и температуры ниже пакера. Вариант схемы на фиг.1а применим при использовании струйного насоса и размещении забойного многофазного расходомера под пакером. Вариант схемы на фиг.1б применим для компрессорной эксплуатации с одним циркуляционным клапаном и при размещении забойного многофазного расходомера над пакером. Возможны другие варианты схемы, соответствующие текстовому описанию способа.

Цифрами на фиг.1а и 1б обозначены: 1 - колонна НКТ, 2 - струйный насос с соплом смесителя (циркуляционным отверстием) (для фиг.1а) или циркуляционный клапан (для фиг.1б), 3 - пакер, 4 - мандрель с дистанционными датчиками давления и температуры, 5 - забойный дистанционный многофазный расходомер, 6 - двойная компоновка автономных датчиков давления и температуры, 7 - исследуемый продуктивный интервал пласта, 8 - зумпф.

На фиг.2. показана схема компоновки устьевого оборудования, применимая для фонтанной отработки скважины и закачки агента нагнетания.

Способ реализуют следующим образом.

1. Осуществляют сборку и спуск внутрискважинной компоновки (фиг.1) до проектной глубины, установку пакера. Подготавливают компоновку устьевого оборудования для отработки скважины (фиг.2).

Процесс проведения испытания позволяет производить спуск компоновки как после проведения перфорации, так и до проведения перфорации. В последнем случае перфорацию и вызов притока осуществляют в условиях создания депрессии на продуктивный пласт за счет замены флюида в стволе скважины на более легкий перед проведением перфорации. Такой подход предпочтителен, так как исключает проникновение в продуктивный пласт раствора глушения, сопровождающееся ухудшением состояния призабойной зоны и изменением ее свойств при контакте с техническим флюидом.

Вызов притока из пласта осуществляют методом компрессирования путем подачи в затрубное пространство скважины газового рабочего агента, например газовоздушной смеси из 90% азота и 10% кислорода. Рабочий агент, попадая в затрубное пространство, начинает поступать в НКТ через циркуляционный клапан или циркуляционное отверстие (сопло смесителя) струйного насоса. Происходит динамическое поднятие газовой фазы из зоны повышенного давления с забоя скважины к ее устью, в зону пониженного давления. В процессе восхождения газовой фазы по стволу скважины создается динамика движения жидкости по стволу скважины из зоны повышенного давления к зоне низкого и создается депрессия на продуктивный пласт. Данный процесс получил название газлифтной системы эксплуатации скважин, или компрессирования.

После вывода на режим стабильного фонтанирования скважину испытывают на различных режимах депрессии, осуществляют запись кривой восстановления давления, проводят ГИС и другие необходимые исследовательские работы.

2. Скважину подготавливают к проведению закачки агента нагнетания из емкости. Осуществляют обвязку устьевого оборудования согласно фиг.2.

Данная компоновка устьевого оборудования позволяет при условии низких приемистостей, ограниченного объема закачки и наличия толщи многолетнемерзлых пород осуществлять закачку агента нагнетания в непрерывном регулируемом режиме, с сохранением высокой информативности исследования.

Закачку реализуют следующим образом.

- В емкости 1 подготавливают необходимый объем агента нагнетания. Начинают подачу агента нагнетания по нагнетательной линии с использованием подающего агрегата на буферную линию при перекрытой отводной линии. Одновременно открывают затрубную задвижку для стравливания избыточного давления и обеспечения замещения флюида в НКТ на агент нагнетания в режиме циркуляции. После заполнения НКТ агентом нагнетания в расчетном объеме (до уровня циркуляционного клапана или циркуляционного отверстия струйного насоса) производят закрытие затрубной задвижки.

- Начинают продавку агента нагнетания в пласт при закрытой затрубной задвижке. Продавливание производят путем дальнейшей подачи агента нагнетания из емкости 1. Или подключают нагнетательную линию с подающим агрегатом к емкости 2 с продавливающим агентом.

В процессе продавки агента нагнетания в пласт осуществляют непрерывный контроль за показаниями буферного давления. При росте буферного давления до максимально технологически допустимых значений производят открытие регулируемого штуцера на отводной линии для осуществления возврата части подаваемой жидкости обратно в емкость. В дальнейшем диаметр штуцера на отводной линии регулируют так, чтобы поддерживать максимально допустимое или иное требуемое устьевое давление на буфере скважины. Данный подход позволяет осуществлять закачку агента нагнетания в пласт в непрерывном режиме в расчетном объеме при низкой приемистости продуктивного интервала и более высокой минимальной производительности подающего агрегата.

3. После закачки в пласт агента нагнетания в требуемом объеме осуществляют регистрацию кривой падения забойного давления, выполняют запись ГИС и другие требуемые исследовательские работы. Отслеживают динамику восстановления буферного давления. При отсутствии достаточного тренда роста буферного давления для запуска скважины в режиме фонтанирования производят обвязку скважины для запуска в режиме компрессирования или эжектирования с использованием струйного насоса, согласно схеме фиг.2.

Запуск скважины в режиме компрессирования осуществляют путем непрерывной подачи газового агента в затрубное пространство для восстановления газлифтного режима эксплуатации скважины на стадии добычи флюидов из пласта.

В случае применения струйного насоса для подачи рабочей жидкости из емкости используют обвязку, аналогичную описанной выше для второй стадии закачки агента нагнетания. При необходимости регулированием штуцера на отводной линии обеспечивают снижение подачи рабочей жидкости ниже минимальной производительности подающего агрегата для обеспечения меньшей депрессии на пласт и записи более плавной и информативной кривой изменения обводненности добываемой продукции.

При использовании варианта внутрискважинной компоновки с прямым и обратным циркуляционным клапанами могут осуществлять подачу компрессором газового агента или эжектирующей рабочей жидкости для струйного насоса как по затрубному пространству, так в НКТ через буферную линию. В последнем случае добычу флюидов на устье скважины производят по затрубному пространству.

Предлагаемая компоновка позволяет в процессе отработки скважины производить необходимые исследовательские операции, в том числе запись ГИС при промежуточной остановке скважины или запись профилей притока или других промыслово-геофизических измерений в процессе работы скважины с привлечением приборов стандартных типоразмеров (при использовании струйного насоса - с превышающих 43 мм в диаметре).

По завершении стадии отработки скважины возможна запись кривой восстановления забойного давления, запись ГИС и повторение стадий закачки и отработки с другими агентами нагнетания.

Установка забойного многофазного расходомера на НКТ над или под пакером позволяет в случае малых объемов закачки в пласт агента нагнетания обеспечить более точные измерения дебитов нефти, газа и воды в притоке из пласта по сравнению с пересчетом по устьевым измерениям с учетом объема флюидов в стволе скважины. Надпакерный вариант установки позволяет сократить расстояние от пакера и дистанционных перманентных датчиков давления и температуры до интервала перфорации, т.е. повысить точность определения давления на уровне интервала перфорации. Это фактор важен в условиях переменного состава флюидов в стволе скважины в процессе исследования.

Предлагаемый способ, во-первых, исключает необходимость подъема и смены компоновки внутрискважинного оборудования, включая колонну НКТ, в течение всего периода исследований. При этом обеспечивается возможность выполнения всех необходимых исследовательских работ, включая запись ГИС.

Во-вторых, компоновка оборудования по предлагаемому способу позволяет в неограниченном количестве повторять циклы закачки агента нагнетания и последующей отработки скважины.

В-третьих, предлагаемый способ позволяет осуществлять закачку агента нагнетания в непрерывном режиме при регулируемом забойном давлении как при низких показателях приемистости продуктивного интервала, так и при высоких.

В-четвертых, способ включает максимально близкое к интервалу перфорации размещение всего необходимого забойного измерительного оборудования для обеспечения наибольшей информативности выполняемого исследования.

В-пятых, способ обеспечивает возможность проведения всех необходимых операций для предотвращения осложнений из-за наличия большой по толщине зоны вечной мерзлоты или низкой температуры на поверхности месторождения при проведении исследования.

В-шестых, предлагаемый способ базируется на отработанной технике и технологических решениях, что гарантирует возможность его успешной реализации и исключает необходимость более детальных пояснений.

Пример реализации предлагаемого способа.

Близкий к предлагаемому способ в варианте со струйным насосом реализован при проведении исследований скв. Х на месторождении N в Западной Сибири в условиях автономии и арктического климата.

Продуктивный пласт расположен на глубине более 2600 м. В разрезе пород присутствует зона вечной мерзлоты, достигающая в толщину 900 м. В процессе проведения исследования температура воздуха на поверхности достигала -35°С и менее.

Продуктивный интервал, на который проводились исследования, характеризуется низкой приемистостью как по нефти, так и по воде - на отдельных циклах не более 10-15 м³/сут. Минимальная производительность имевшегося подающего агрегата составляет более 150 м³/сут. Таким образом, прямая подача агента нагнетания от агрегата в скважину приводила к быстрой остановке закачки из-за резкого роста буферного давления до максимально допустимых значений. Закачка в непрерывном режиме была невозможна, а в режиме повторяющихся кратковременных периодов закачка-остановка низкоинформативна из-за сложности оценки реальной приемистости продуктивного интервала.

Реализованный способ компоновки внутрискважинного и устьевого оборудования позволил выполнить всю намеченную программу исследований. В том числе выполнены несколько циклов закачки из емкости водных солевых растворов в качестве агентов нагнетания. В роли агента продавки использована дегазированная нефть из другой емкости для предотвращения промерзания ствола скважины в период остановки после закачки. При этом обеспечивалась продавка агента в пласт в непрерывном режиме за счет регулирования штуцера на отводной линии.

Отработка скважины выполнялась с применением струйного насоса. В роли рабочего агента использована дегазированная нефть. В процессе всех циклов исследования осуществлялись периодические спуски приборов и записи ГИС.

Недостатками данной реализации, устраняемыми в предлагаемом способе, явились:

- отсутствие средств измерения расхода на нагнетательной линии после отводной линии; вынужденно контроль объемов подачи в скважину измерялся по изменению уровня жидкости в емкости, т.е. с невысокой точностью;

- недостаточная близость забойных датчиков к интервалу перфорации; на записанных динамиках забойного давления явно ощущается влияние переменного состава флюида в стволе скважины между уровнем установки датчиков и интервалом перфорации;

- недостаточная точность измерения дебитов нефти и воды в притоке из пласта при отработке с использованием струйного насоса без забойного многофазного расходомера и/или компрессорного способа отработки.

Таким образом, предлагаемый способ компоновки внутрискважинного и устьевого оборудования для проведения исследований скважины, предусматривающих закачку в пласт агента нагнетания и добычу флюидов из пласта, успешно решает задачу получения максимальной информативности исследования и интерпретации полученных данных в различных условиях, включая исследования в условиях автономии, при наличии толщи многолетнемерзлых пород, при низкой приемистости продуктивного интервала

Предлагаемый способ в наибольшей мере востребован на подготавливаемых к вводу в разработку месторождениях Западной и Восточной Сибири, находящихся в условиях слабо развитой инфраструктуры и лимитированной добычи. Для таких объектов способ не только обеспечивает необходимую информативность, но и предполагает привлечение минимального количества часов работы бригады подземного ремонта скважины, что непосредственно сказывается на снижении затрат на проведение исследования.

1. Способ компоновки внутрискважинного и устьевого оборудования для проведения исследований скважины, предусматривающих закачку в пласт агента нагнетания и добычу флюидов из пласта, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) со струйным насосом или циркуляционными клапанами для компрессорной эксплуатации, разобщение пакером НКТ и затрубного пространства, отличающийся тем, что башмак НКТ спускают до уровня или как можно ближе к уровню верхних дыр перфорации, пакер размещают на удалении не более 20 метров от башмака НКТ, над пакером как можно ближе к нему на одной из труб НКТ размещают один или два циркуляционных клапана или струйный насос и под ними мандрель с одним или двумя, для трубного и затрубного пространства, дистанционными (перманентными) кварцевыми датчиками давления и температуры; устье скважины оборудуют компоновкой, содержащей лубрикатор, два устьевых датчика давления и температуры для контроля буферных и затрубных параметров, штуцерной камерой с регулируемым штуцером, многофазным расходомером, пробоотборником, позволяющим в условиях работы скважины отбирать устьевые пробы нефти, воды и газа, нагнетательным узлом, состоящим из двух уголков и двух штуцерных камер; предусматривают возможность подключения подающего агрегата для закачки агента нагнетания или подачи рабочего агента из емкости к буферной линии или затрубному пространству; линию от подающего агрегата оборудуют отводом через штуцерную камеру с регулируемым штуцером обратно в емкость; на линии от подающего агрегата к скважине после отводной линии устанавливают расходомер для контроля объемов подачи агента к скважине.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для повышения надежности измерения давления и температуры под пакером размещают один или два автономных или дистанционных датчика давления и температуры.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что для повышения точности замера дебита фаз в притоке из пласта на колонне НКТ над или под пакером размещают забойный многофазный расходомер с функциями постоянного контроля расхода фаз, а также с функцией замера забойного давления и температуры.

4. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что для обеспечения возможности прямой и обратной циркуляции в стволе скважины в состав внутрискважинной компоновки включают прямой и обратный циркуляционные клапаны.