RU2527958C1

RU2527958C1 - Способ одновременно-раздельной эксплуатации скважины

Info

Publication number: RU2527958C1
Application number: RU2013143487/03A
Authority: RU
Inventors: Наиль Габдулбариевич Ибрагимов; Айрат Рафкатович Рахманов; Евгений Витальевич Ожередов; Булат Флусович Закиев; Марат Мазитович Маликов; Руслан Робертович Ахметзянов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2013-09-26
Filing date: 2013-09-26
Publication date: 2014-09-10

Abstract

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации скважины. Способ включает закачку рабочего агента по длинной колонне с пакером в нижний объект и отбор пластовой жидкости по короткой колонне из верхнего объекта. Длинную колонну располагают вблизи стенки скважины напротив короткой колонны ориентацией на устье и применением параллельного якоря. Часть длинной колонны ниже параллельного якоря выполняют из труб из теплоизоляционного материала диаметром большим, чем диаметр труб выше параллельного якоря, в 1,25-1,52 раза. На конце длинной колонны устанавливают осевой пакер. Проводят натяжение длинной колонны до ее прилегания к стенке скважины. Короткую колонну используют диаметром в 1,25 раза большим, чем диаметр длинной колонны выше параллельного якоря, и устанавливают в параллельном якоре. Закачку рабочего агента по длинной колонне и отбор пластовой жидкости по короткой колонне можно выполнять в периодическом режиме. Технический результат заключается в повышении эффективности одновременно-раздельной эксплуатации скважины за счет предотвращения накопления отложений в короткой колонне труб. 1 з.п. ф-лы.

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при одновременно-раздельной эксплуатации скважины.

Известен способ эксплуатации скважины при одновременно-раздельной закачке рабочего агента. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет исключения закручивания колонн относительно друг друга, ослабления резьбы и отворота труб, исключения нарушения герметичности. Сущность изобретения: способ включает сборку на устье и спуск в скважину длинной колонны с пакером и короткой колонны. Предварительно эксплуатационную колонну шаблонируют шаблоном длиной не менее длины пакера, определяют интервал перемычки под пакер длиной не менее 3,5 м с цементом в заколонном пространстве, спускают пакер на колонне насосно-компресорных труб, проводят исследования с определением приемистости разобщаемых пластов, поднимают пакер. При монтаже длинной колонны до монтажа пакера собирают патрубок со стопорным кольцом и высокогерметичными муфтами или муфтами с герметиком на резьбе, имеющими уменьшенный на 2 мм по сравнению со стандартным, наружный диаметр, над пакером монтируют патрубок с муфтами, одну трубу колонны насосно-компрессорных труб с реперным патрубком, затем собирают на высокогерметичных муфтах или муфтах с герметиком на резьбе колонну насосно-компрессорных труб, устанавливают пакер, выполняют натяжение длинной колонны нагрузкой на 2-3 т выше собственного веса колонны, закрепляют длинную колонну в эксцентрике на устье скважины, эксцентрик закрепляют в устьевой арматуре. При монтаже короткой колонны насосно-компрессорные трубы собирают на муфтах с герметиком на резьбе, низ колонны снабжают муфтой, в состав короткой колонны включают дополнительные патрубки, посредством которых муфты одной колонны размещают между муфтами другой колонны, после спуска каждых 4-6 труб короткую колонну поднимают и спускают на длину 1 трубы не менее 2 раз, башмак короткой колонны размещают выше кровли верхнего пласта на 20-30 м. Выше уровня низа короткой колонны скважину заполняют антикоррозионной жидкостью. Для монтажа колонн используют трубы с внутренним антикоррозионным и противообрастающим гладким покрытием. Выполняют шаблонирование колонн шаблоном с полиамидным покрытием (Патент РФ №2481464, кл. E21B 43/14, опубл. 10.05.2013).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ одновременно-раздельной эксплуатации и закачки двух пластов, который включает подъем пластовой жидкости из верхнего пласта с помощью погружного насоса и закачку с поверхности жидкости под давлением в нижний пласт для поддержания пластового давления. При этом поток жидкости, закачиваемой с поверхности в скважину, используют не только как энергоноситель для поддержания давления в нижнем пласте, но и как рабочую жидкость для гидравлического забойного двигателя, приводящего погружной насос для подъема жидкости из верхнего пласта. Устройство состоит из винтового погружного агрегата, включающего в свой состав винтовой насос с приводом от винтового гидравлического двигателя, осевую опору и каналы для прохождения силовой и добываемой жидкостей. При этом на корпусе погружного агрегата размещены два пакера, один из которых расположен выше зоны перфорации верхнего пласта, а второй - выше зоны перфорации нижнего пласта. Все детали роторной группы погружного агрегата имеют сквозной продольный канал, соединяющий внутреннюю полость насосно-компрессорых труб с перфорационными отверстиями нижнего пласта (Патент РФ №2477367, кл. E21B 43/14, опубл. 10.03.2013 - прототип).

Общим недостатком известных способов является охлаждение короткой колонны из-за воздействия холодного рабочего агента, прокачиваемого по длинной колонне, и, как следствие, выпадение парафиновых отложений в короткой колонне.

В предложенном изобретении решается задача предотвращения накопления отложений в короткой колонне.

Задача решается тем, что в способе эксплуатации скважины, включающем закачку рабочего агента по длинной колонне с пакером в нижний объект и отбор пластовой жидкости по короткой колонне из верхнего объекта, согласно изобретению, длинную колонну располагают вблизи стенки скважины напротив короткой колонны ориентацией на устье и применением параллельного якоря, часть длинной колонны ниже параллельного якоря выполняют из труб из теплоизоляционного материала диаметром большим, чем диаметр труб выше параллельного якоря, в 1,25-1,52 раза, на конце длинной колонны устанавливают осевой пакер, проводят натяжение длинной колонны до ее прилегания к стенке скважины, короткую колонну используют диаметром в 1,25 раза большим, чем диаметр длинной колонны выше параллельного якоря, и устанавливают в параллельном якоре.

Закачку рабочего агента по длинной колонне и отбор пластовой жидкости по короткой колонне можно выполнять в периодическом режиме.

Сущность изобретения

При одновременно-раздельной эксплуатации скважины, при которой в нижний объект-пласт или группу пластов, закачивают рабочий агент, как правило, представляющий собой холодную пресную или минерализованную воду. В то же время по короткой колонне из верхнего объекта-пласта или группы пластов отбирают пластовую продукцию, как правило, несущую с собой значительное количество парафинов и прочих веществ, склонных к высаждению и накоплению в короткой колонне отложений, уменьшающих сечение и создающих сопротивление подъему жидкости по колонне. Таким образом, в скважине наблюдается два конкурирующих процесса: охлаждение и нагрев. Проблема усугубляется в зимнее время, когда температура закачиваемой воды снижается практически до нуля. Существующие способы не решают эту задачу. В предложенном изобретении решается задача предотвращения накопления отложений в короткой колонне. Задача решается следующим образом.

При одновременно-раздельной эксплуатации скважины проводят закачку рабочего агента по длинной колонне с пакером в нижний объект и отбор пластовой жидкости по короткой колонне из верхнего объекта. Длинную колонну располагают вблизи стенки скважины напротив короткой колонны ориентацией на устье и применением параллельного якоря. Часть длинной колонны ниже параллельного якоря выполняют из труб из теплоизоляционного материала диаметром большим, чем диаметр труб выше параллельного якоря, в 1,25-1,52 раза. На конце длинной колонны устанавливают осевой пакер. Проводят натяжение длинной колонны до ее прилегания к стенке скважины. Короткую колонну используют диаметром в 1,25 раза большим, чем диаметр длинной колонны выше параллельного якоря, и устанавливают в параллельном якоре.

Предотвращению накопления отложений способствует также то, что закачку рабочего агента по длинной колонне и отбор пластовой жидкости по короткой колонне выполняют в периодическом режиме.

Изложенные мероприятия получены опытным путем при эксплуатации скважин с различным глубинным оборудованием.

В качестве труб из теплоизоляционного материала могут применяться стеклопластиковые трубы, трубы типа термокейс с вакуумной зоной внутри, трубы типа колонны в колонне и т.п.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Эксплуатируют скважину с эксплуатационной колонной диаметром 146 мм, толщина стенки эксплуатационной колонны 8.5 мм, забой на глубине 1945 м, верхний объект (добыча нефти) - пласты в интервалах 1811-1817 м; 1826,4-1827,6 м и 1832,4-1834,8 м; нижний объект состоит из двух пластов в интервале 1851,2-1856,2 м и 1860,8-1863,2 м. В качестве короткой колонны спущены насосно-компрессорные трубы с наружным диаметром 60 мм на глубину 1300 м со штанговым насосом 20-125-ТНМ-14-4-2-2 и штангами диаметром 19 мм. В качестве длинной колонны спущены насосно-компрессорные трубы с наружным диаметром 48 мм до глубины 1310 м, присоединенные к параллельному якорю. Ниже параллельного якоря до эксплуатационного пакера спущены стеклопластиковые насосно-компрессорные трубы с наружным диаметром 60 мм и длиной 531 м. Эксплуатационный пакер установлен на глубине 1841 м. Длинная колонна оставлена в скважине с натяжением 8,6 т. Добыча жидкости по верхнему объекту - 24,3 м³/сут, расход жидкости в нижний объект - 53 м³/сут при 8,7 МПа.

Пример 2. Эксплуатируют скважину с эксплуатационной колонной диаметром 168 мм, толщина стенки эксплуатационной колонны 7,3 мм, забой на глубине 1860 м, верхний объект (добыча нефти) - пласт в интервале 1824,4-1829,6 м; нижний объект состоит из двух пластов в интервале 1840,8-1843,2 м и 1846,4-1849,2 м. В качестве короткой колонны спущены насосно-компрессорные трубы с наружным диаметром 60 мм на глубину 1200 м со штанговым насосом 20-175-ТНМ-Т-14-4-2-2 и штангами диаметром 19 мм. В качестве длинной колонны спущены насосно-компрессорные трубы с наружным диаметром 48 мм до глубины 1210 м, присоединенные к параллельному якорю, ниже параллельного якоря до эксплуатационного пакера спущены стеклопластиковые насосно-компрессорные трубы с наружным диаметром 73 мм и длиной 624 м. Эксплуатационный пакер установлен на глубине 1834 м. Длинная колонна оставлена в скважине с натяжением 9,1 т. Добыча жидкости по верхнему объекту - 28,7 м³/сут., расход жидкости в нижний объект - 64,8 м³/сут при 14 МПа.

Пример 3. Выполняют, как пример 1. Закачку жидкости в длинную колонну выполняют в периодическом режиме: 15 сут - закачка, 15 сут - остановка. При остановке закачки производят добычу жидкости по короткой колонне, при закачке останавливают добычу.

В результате скважину эксплуатируют без остановок на очистку от накоплений в короткой колонне более 1 года.

Применение предложенного способа позволит решить задачу предотвращения накопления отложений в короткой колонне.

Claims

1. Способ одновременно-раздельной эксплуатации скважины, включающий закачку рабочего агента по длинной колонне с пакером в нижний объект и отбор пластовой жидкости по короткой колонне из верхнего объекта, отличающийся тем, что длинную колонну располагают вблизи стенки скважины напротив короткой колонны ориентацией на устье и применением параллельного якоря, часть длинной колонны ниже параллельного якоря выполняют из труб из теплоизоляционного материала диаметром большим, чем диаметр труб выше параллельного якоря, в 1,25-1,52 раза, на конце длинной колонны устанавливают осевой пакер, проводят натяжение длинной колонны до ее прилегания к стенке скважины, короткую колонну используют диаметром в 1,25 раза большим, чем диаметр длинной колонны выше параллельного якоря, и устанавливают в параллельном якоре.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку рабочего агента по длинной колонне и отбор пластовой жидкости по короткой колонне выполняют в периодическом режиме.