способ вызова притока из скважин и устройство для его осуществления

Формула изобретения

1. Способ вызова притока из скважины путем измерения давления на устье скважины и периодического открытия при превышении давления верхней заданной постоянной уставки и закрытия управляемого запорного органа при снижении давления до нижней заданной постоянной уставки, отличающийся тем, что закрытие управляемого запорного органа осуществляют в момент вторичного снижения давления в лифтовых трубах до значения нижней уставки, при этом при выходе на нижнюю заданную уставку, в момент увеличения времени выброса в 1,5-2 раза при одновременном уменьшении дебита, скважину останавливают и осуществляют дренаж околоскважинной зоны пласта с помощью глубинного струйного насоса, после этого скважину снова продолжают эксплуатировать в регулируемом периодическом режиме до следующего увеличения времени выброса.

2. Устройство для осуществления способа вызова притока из скважины, содержащее датчик давления, компараторы верхнего и нижнего значений давления и управляемый запорный орган, отличающееся тем, что оно снабжено двумя линиями задержки, триггером, логическим элементом и сумматором, причем выход одного из компараторов подключен к входам линии задержки и триггера, выходы первой линии задержки и триггера подключены к входу логического элемента, а выход последнего соединен с первым входом сумматора, при этом второй вход сумматора подключен к одному из входов управляемого запорного органа.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к эксплуатации скважин при разработке нефтяных и газовых месторождений.

Известен способ декольматации трещинных коллекторов переменными давлениями (а. с. СССР 899864, кл. Е 21 В 43/00, 1982), включающий периодическое увеличение давления на прифильтровую зону нефтяного пласта с последующим резким сбросом давления, причем давление изменяют в диапазоне от максимальной рабочей депрессии до величины пластового давления.

Недостатком известного решения является то, что при периодической эксплуатации скважин с изолирующим устройством затрубного пространства (например, пакера) невозможно получить сигнал по затрубному пространству. Кроме этого, появление жидкости на устье (по НКТ) может быть ниже нижней уставки, что вызовет преждевременное закрытие запорного органа на выкиде. В результате жидкость не появится на устье. Или появится, но не в полном объеме.

Известен способ вызова притока из скважины (а.с. СССР 636377, кл. Е 21 В 43/00, 1973) при использовании газлифта путем измерения давления на устье скважины и периодического открытия при превышении давлением верхней заданной постоянной уставки и закрытия управляемого запорного органа при снижении давления до нижней заданной постоянной уставки.

Известно устройство для регулирования периодического извлечения жидкости из скважин (НТС "Машины и нефтяное оборудование", 2, 1980, ВНИИОЭНГ, с.3).

Оно состоит из устьевого запорного устройства с электроприводом блока командного механизма, блока измерительных приборов.

Известно также устройство вызова притока из скважины, содержащее датчик давления, компараторы верхнего и нижнего значений давления и управляемый запорный орган (а.с. СССР 636377, кл. Е 21 В 43/00, 1973).

Основным недостатком известных способа и устройства является то, что в периодических скважинах, где циклические изменения депрессии существенно влияют на приток и где для безопасного ведения строительных работ (при кустовом бурении в Западной Сибири) применяется пакеровка затрубного пространства, использование управляемого датчика от затрубного пространства для автоматической работы запорного устройства на устье невозможно. Кроме того, за n-ный период эксплуатации скважины из удаленных зон продуктивного пласта происходит подтягивание кольматанта (разбуренной породы, утяжеленного бурового раствора и механических примесей), часть фильтрационных путей принудительно кольматируется, при этом ухудшается гидродинамическая связь по пласту, снижается продуктивность скважины, даже не исключается ее самопроизвольная остановка.

Техническим результатом изобретения является повышение производительности и сохранение продуктивности скважин.

В известном способе вызова притока из скважины путем измерения давления на устье скважины и периодического открытия при превышении давления верхней заданной постоянной уставки и закрытия управляемого запорного органа при снижении давления до нижней заданной постоянной уставки, согласно изобретению закрытие управляемого запорного органа осуществляют в момент вторичного снижения давления в лифтовых трубах до значения нижней уставки, при этом при выходе на нижнюю заданную уставку, в момент увеличения времени выброса в 1,5-2 раза при одновременном уменьшении дебита, скважину останавливают и осуществляют дренаж околоскважинной зоны пласта с помощью глубинного струйного насоса, после этого скважину снова продолжают эксплуатировать в регулируемом периодическом режиме до следующего увеличения времени выброса.

Кроме того, известное устройство вызова притока из скважины, содержащее датчик давления, компараторы верхнего и нижнего значений давления и управляемый запорный орган, снабжено двумя линиями задержки, триггером, логическим элементом и сумматором, причем выход одного из компараторов подключен к входам линии задержек и триггера, выходы первой линии задержки и триггера подключены к входу логического элемента, а выход последнего соединен с первым входом сумматора, при этом второй вход сумматора соединен с выходом второй линии задержки, а выход сумматора подключен к одному из входов управляемого запорного органа.

На фиг. 1 приведена кривая изменения давления в скважине; на фиг. 2 - схема устройства; на фиг. 3 - диаграммы напряжений. В таблицах 1, 2 приведены результаты экспериментальных исследований по предлагаемому способу.

Как известно, в периодически эксплуатационных скважинах, эксплуатирующих сложнопостроенные коллекторы, где за счет сужения и смыкания флюидопроводящих каналов (трещин) в условиях их кольматации изменение гидродинамического столба (газ + жидкость) в скважине существенно сказывается на притоке.

Оптимальные рабочие давления как в затрубном пространстве, а особенно в НКТ (в случае герметизации затрубного пространства) влияют на периодическую работу скважин.

Из практики эксплуатации скважин видно, что давление на устье в затрубном пространстве в основном всегда медленнее меняется, чем в НКТ, из-за разницы их объемов, т.е. диапазон изменения рабочих давлений (соответственно воздействий разных депрессий на пласт) более расширяется. Для выхода на оптимальный режим эксплуатации по сложнопостроенным коллекторам это является весьма существенным фактом.

На примере работы скважины 128 Салымского месторождения (см. фиг. 1) показывается, как изменялось давление в НКТ (кривая АВСД) при герметизированном затрубном пространстве в момент выброса газа и жидкости на устье при одном цикле. Запорное устройство настроено на открытие при достижении давлением верхней установки 4,3 МПа (точка А), закрытие по достижении давлением нижней уставки 2,7 МПа (1-11). Вначале, после открытия запорного устройства, на устье выходит газовый столб из НКТ, скопившийся при накоплении жидкости в скважине, характеризующийся быстрым падением давления (А В). Жидкость появилась на устье при давлении 1,2 МПа, т.е. была пройдена нижняя уставка 2,7 МПа (точка А¹) на закрытие запорного устройства и давление начало повышаться, это отмечено на графике возрастанием кривой (ВС) и проходом значения давления нижней уставки (точка В¹).

Следует пояснить, что давление появления жидкости в НКТ на устье, отмеченное датчиком, изменялось в зависимости от величины забойного давления и равнялось 2,2 - 0,8 МПа, соответственно изменялся дебит и время выброса по другим скважинам (таблица 1).

Далее по скважине скорости движения газожидкостного потока возрастали с увеличением содержания газа в выбрасываемой продукции до значения (С), когда выбрасывалась вся жидкость из НКТ и начиналось резкое падение давления до нижней уставки 2,7 МПа (точка D ), запорное устройство закрывалось.

Скважина находилась под накоплением пластового флюида, по достижению давления верхней уставки - 4,3 МПа (точка А) открывалось запорное устройство, и цикл повторялся.

В дальнейшем (таблица 2), после 38 цикловоздействий на околоствольную зону пласта, при выходе на нижнюю заданную уставку (точка D) стал уменьшаться приток пластового флюида от 2,1 т/цикл до 1,5 т/цикл ( от 18 т/сут до 12 т/сут) и увеличилось время выброса в 1,5 раза от 122 мин до 183 мин. Была установлена кольматация фильтрационных путей.

Количество механических примесей возросло от 0 до 24 млг/л. Тогда с помощью глубинного струйного насоса, для декольматации фильтрационных путей, осуществили дренаж околоствольной зоны пласта. Приток пластового флюида после дренажа увеличился, выброс 1: 2,2 т/цикл, 18,1 т/сут. Механических примесей было 0,04 млг/л. Скважину продолжили эксплуатировать в регулируемом периодическом режиме с дебитом 2 т/цикл (18 т/сут) до следующей кольматации.

При следующей кольматации, при выходе на нижнюю заданную уставку (точка D), время выброса было увеличено в 2 раза от 122 мин до 244 мин. Дебит уменьшился от 2,0 т/цикл до 0,9 т/цикл. Приняли решение произвести дренаж с помощью струйного насоса. Первоначальный приток пластового флюида 2,0 т/цикл (18,2 т/сут) возобновился. Скважину продолжили эксплуатировать в регулируемом периодическом режиме.

При последующей кольматации, при выходе на нижнюю заданную уставку (точка D), время выброса было увеличено в 2,3 раза от 122 мин до 284 мин. Дебит уменьшился от 2,0 т/цикл до 0,6 т/цикл (от 18,0 т/сут до 5,6 т/сут). Для декольматации фильтрационных путей произвели дренаж с помощью глубинного струйного насоса. Время выхода скважины на режим затягивалось до 5 час. Увеличились энергетические расходы на тонну добытой продукции. Поэтому было принято решение произвести дренаж флюидопроводящих путей при выходе на нижнюю уставку (точка D) при увеличении времени выброса в 1,5-2 раза. Первоначальный приток пластового флюида 2,0 т/цикл (18,2 т/сут) возобновился. Скважину продолжили эксплуатировать в регулируемом периодическом режиме.

Устройство для осуществления способа вызова притока из скважины (фиг.2) содержит датчик давления 1, компараторы верхнего и нижнего значений давления 2, 3 и управляемый запорный орган 9, две линии задержки 4, 5, триггер 6, логический элемент 7 и сумматор 8, причем сигнал с выхода компаратора нижнего значения давления 3 подается на выходы линии задержки 4, 5 и триггера 6, сигналы с выходов первой линии задержки и триггера 6 подаются на входы логического элемента 7, а сигнал с выхода последнего поступает на сумматор 8. Одновременно на сумматор 8 подается выходной сигнал второй линии задержки, а выходной сигнал сумматора 8 подается на управляемый запорный орган 9.

На фиг. 3 приняты следующие обозначения:

Х_А - выходной сигнал второй линии задержек 4;

X₁ - выходной сигнал компаратора верхнего значения давления 2;

Х₂ - выходной сигнал компаратора нижнего значения давления 3;

Х₃ - выходной сигнал триггера 6;

Х₄ - выходной сигнал первой линии задержки 5;

Х₅ - выходной сигнал логического элемента И 7;

Х₆ - положение управляемого запорного органа.

Устройство работает следующим образом.

При достижении давлением верхнего значения уставки (Р_в) на выходе компаратора 2 появляется сигнал X₁, который передается на управляемый запорный орган 9, вызывая его открытие. При снижении давления до значения нижней уставки на выходе компаратора 3 появляется сигнал Х₂, который вырывает переключения триггера 6 в другое устойчивое состояние, т.е. сигнал Х₃ в данном случае примет нулевое значение.

Через время задержки ₁ появится сигнал Х₄ на выходе линии задержки 5. Время задержки ₁ выбирают из условия

где - - время нахождения значения давления ниже нижней уставки давления при вторичном достижении последней.

Назначение задержки ₁ заключается в том, чтобы повысить надежность срабатывания логического элемента 7 в момент, когда происходит переход триггера 6 из состояния, при котором Х₂ равно единичному сигналу, в состояние, когда Х₃ равно нулевому сигналу.

При вторичном поступлении сигнала Х₂ с выхода компаратора нижнего значения давления происходит переключение триггера 6 в состояние, при котором сигнал Х₃ принимает единичное значение. Поскольку через время ₁ появится сигнал на выходе линии задержки 5, то срабатывает логический элемент 7 и далее сигнал X₅ поступит на управляемый запорный орган 9 и вызовет его закрытие.

При повышении давления до значения верхней уставки цикл работы устройства повторяется.

На случай, если при открытом запорном органе не происходит увеличения давления, необходимо осуществить аварийное закрытие скважины. Эта операция осуществляется с помощью второй линии задержки 4, для которой время задержки ₂ выбирается из условия



где - время нахождения значения давления ниже нижней уставки при ее достижении в первый раз (от начала цикла).

Сигнал с выхода второй линии задержки 4 через сумматор 8 поступает на управляемый запорный орган 9, вызывая его закрытие.

Способ и устройство могут быть реализованы на пневматических, гидравлических или электрических функциональных элементах автоматики.

В таблице 1 приводятся данные, полученные при испытании в скважине нескольких выбросов пластового флюида (газ + жидкость). Следует считать как основное, что давление, при котором появилась жидкость, колеблется в широком диапазоне и в основном проходит интервал I-II нижней уставки на закрытие запорного устройства. То есть при первичном понижении давления в лифтовых трубах (участок АВ) с помощью предлагаемого устройства (его устройство и работа приводится в описании) запорный орган не закрывался и жидкость (нефть) выходила из НКТ (участок ВС) до появления первых порций газа (точка С). При вторичном понижении давления (участок СД) с помощью этого же устройства осуществляется закрытие по достижении давлением нижней уставки (точка Д). В таблице 1 видно, что давление, при котором увеличилось количество газа и когда заканчивался выход нефти из НКТ, практически было при всех выбросах постоянно - 2,7 МПа. Время, когда появлялись первые порции газа, изменялось от 86 до 112 мин, а время вторичного понижения давления в НКТ, когда количество газа резко возрастало в выбрасываемой продукции (участок СД), равнялось 4-9 мин. Суточный дебит нефти скважины в основном не изменялся за исключением 4-го выброса, где давление, при котором появилась жидкость, и общее время выброса уменьшилось. Это объясняется оптимизацией притока, т.е. спецификой работы трещинных коллекторов (в литературе достаточно широко освещен этот вопрос). Поэтому сущность предлагаемого изобретения состоит в том, что закрытие запорного устройства осуществляется при вторичном снижении давления (участок СД) в лифтовых трубах (точка Д). Так при закрытии (точка А¹) на фоне первичного снижения давления (участок АВ) возможен срыв автоматической работы таких скважин и, как следствие, перенастройки регулятора циклов на давление, учитывающее давление появления жидкости.

Предложенные способ и устройство позволяют увеличить производительность скважины по нефти и сохранить ее продуктивность на длительный период времени.