Устройство для вторичного вскрытия пластов на депрессии со спуском перфоратора под глубинный насос (варианты)
Полезная модель относится к нефтяной промышленности. Устройство для вторичного вскрытия пластов под депрессией со спуском перфоратора под глубинный насос (вариант 1), содержит предварительно размещенный в интервале продуктивного пласта кумулятивный перфоратор и установку электроцентробежного насоса. На насосно-компрессорных трубах закреплены центраторы, в которых соответственно с возможностью движения и неподвижно расположены геофизический кабель с подвешенными на нем перфоратором и геофизическим прибором и кабель-токопровод, а на устье скважины кабели пропущены через сальниковые вводы узла герметизации, кабель-токопровод подключен к станции управления установки электроцентробежного насоса, геофизический кабель, через устьевой ролик, намотан на барабан лебедки каротажной станции, при этом после выполнения литологической привязки и инициирования перфоратора геофизический прибор остается в скважине на весь межремонтный период для мониторинга работы скважины. Согласно варианту 2 модели компоновка насосно-компрессорных труб содержит привязочный репер для литологической привязки перфоратора, которую производят отдельным спуском геофизического прибора, а для позиционирования перфоратора с помощью НКТ применяют подгоночные патрубки различной длины. Технический результат - упрощение устройства и повышение качества вторичного вскрытия продуктивных пластов. 2 з. 1 н.п. ф-лы. 1 илл.
Область техники
Полезная модель относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при вторичном вскрытии продуктивных пластов кумулятивными перфораторами в вертикальных и наклонно-направленных скважинах, эксплуатируемых с помощью электроцентробежных и штанговых насосов, а также фонтанным способом.
Уровень техники
Известно устройство для перфорации скважин под депрессией в составе колонны насосно-компрессорных труб, циркуляционного клапана, пакера, фильтра и перфоратора. Для проведения инициирования перфоратора и бародинамической обработки пласта устройство снабжено кабельной секцией с электро контактным наконечником, забойным пульсатором давления, и клапаном, при этом устройство имеет дистанционные измерительные приборы для контроля перфорации, бародинамической обработки и испытания пласта [Патент РФ 
2169833, МПК E21B 43/114 опубл. 27.06.2001 г.].
Основным недостатком применения указанного устройства является необходимость выполнения операций по глушению для извлечения его из скважины, что, как правило, приводит к ухудшению коллекторских свойств призабойной зоны вскрытого перфорацией пласта. Кроме того для повторного освоения и запуска скважины в работу требуются дополнительные затраты времени на спуск глубинно-насосного оборудования.
Наиболее близким к плезной модели является установка, используемая компанией Schlumberger (США), предусматривающий подвешивание перфоратора в заданном интервале на специальном анкерном устройстве, устанавливаемом на бурильных трубах посредством закачки в них жидкости при определенном давлении. После подъема труб, в ствол скважины опускается оборудование для извлечения флюида, создается депрессия и производится вторичное вскрытие пласта, после чего сборка перфораторов сбрасывается на забой (в зумпф). Инициирование срабатывания перфоратора производится под управлением таймера или подачей импульсов давления от качающего агрегата в затрубное пространство. Для обеспечения работы таймера и инициирующего механизма используются аккумуляторные батареи. [Игорь Потапьев, Francois Lallemant, Albert Rusly, SPE; Djati Wangsa Zen, SPE; Albertus Retnanto, SPE; Mohamed Kermoud, SPE; Heru Danardatu, SPE; Murdiyono. «Исследование вариантов: Максимизация продуктивности при перфорации в условиях сильного превышения пластового давления над гидростатическим давлением в скважине», SPE 72134, материалы конференции SPE Asia Pacific Improved Oil Recovery. Куала-Лумпуре, Малайзия, 8-9 октября 2002 г. - прототип
Недостатками указанного решения- прототипа является отсутствие возможности инициирования детонации перфоратора в режиме реального времени независимо от ресурса источника питания, то есть в момент времени, когда скважина подготовлена к перфорации по всему технологическому циклу [Ляпунова В., Комолафе О, Варгас Е., (Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.) «Опыт использования направленной перфорации на Лунском месторождении», SPE 160762, материалы конференции SPE Russian Oil & Gas Exploration & Production Technical Conference and Exhibition held in Moscow, Russia, 16-18 October 2012.]
Известное решение не позволяет его использовать в скважинах с зенитными углами 60 и более градусов и при отсутствии в скважинах зумпфа необходимой длины, который зачастую нельзя обеспечить по геологическим причинам. Выполнение перфорации по данному способу требует дополнительных затрат времени и технических средств на проведение технологических операций, предшествующих детонации (установка анкерного устройства и его позиционирование, создание дополнительного давления). К одному из основных недостатков следует отнести также отсутствие линии связи с поверхностью, что не позволяет устанавливать измерительные дистанционные приборы для оперативной оценки величины депрессии, гидродинамических параметров пласта и контроля его работы в процессе эксплуатации скважины. Требуются также дополнительные затраты времени на извлечение перфораторов из зумпфа.
Раскрытие полезной модели
Задачей создания полезной модели является устранение недостатков прототипа, упрощение устройства и повышение качества вторичного вскрытия продуктивных пластов.
Предлагаемые варианты полезной модели решают задачи вторичного вскрытия под депрессией вертикальных и наклонно направленных скважин по технологии, исключающей ухудшение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов за счет отсутствия операций повторного глушения скважин и сокращающей затраты времени при их освоении, а также позволяющей получить оптимальное количество информации о работе нефтяного пласта и состоянии участков ствола скважины на протяжении всего межремонтного периода.
Поставленная задача решается с помощью признаков указанных в п. 1 формулы полезной модели, характеризующий устройство для вторичного вскрытия пластов под депрессией со спуском перфоратора под глубинный насос (вариант 1), содержащее признаки общие с прототипом, такие как предварительно размещенный в интервале продуктивного пласта кумулятивный перфоратор и установку электроцентробежного насоса (УЭЦН), и отличительные существенные признаки, такие как на насосно-компрессорных трубах (НКТ) закреплены центраторы, в которых соответственно с возможностью движения и неподвижно расположены геофизический кабель с подвешенными на нем перфоратором и геофизическим прибором и кабель-токопровод, а на устье скважины кабели пропущены через сальниковые вводы узла герметизации, кабель-токопровод подключен к станции управления установки электроцентробежного насоса, геофизический кабель, через устьевой ролик, намотан на барабан лебедки каротажной станции, при этом после выполнения литологической привязки и инициирования перфоратора геофизический прибор остается в скважине на весь межремонтный период для мониторинга работы скважины.
Согласно п. 2 формулы полезной модели в устройстве по 1-му варианту кумулятивный перфоратор располагается в интервале вторичного вскрытия на подвижном геофизическом кабеле, а его литологическая привязка производится отдельным спуском в интервал перфорации геофизического прибора, притом использование для этих целей волоконно-оптического грузонесущего кабеля с токоведущей жилой обеспечивает возможность мониторинга работы скважины распределенным датчиком термометрии.
Поставленная задача решается с помощью признаков указанных в п. 3 формулы полезной модели, характеризующей устройство для вторичного вскрытия пластов под депрессией со спуском перфоратора под глубинный насос (вариант 2), содержащее признаки общие с прототипом, такие как предварительно размещенный в интервале продуктивного пласта кумулятивный перфоратор и установку электроцентробежного насоса, и отличительных существенных признаков, таких как на насосно-компрессорных трубах закреплены центраторы, в которых неподвижно расположены геофизический или волоконно-оптический грузонесущий кабель с подвешенным на нем в заданном интервале перфоратором и кабель-токопровод, которые пропущены через сальниковые вводы узла герметизации, кабель-токопровод подключен к станции управления установки электроцентробежного насоса, геофизический кабель, через устьевой ролик, намотан на барабан лебедки каротажной станции, причем компоновка насосно-компрессорных труб содержит привязочный репер для литологической привязки перфоратора, которую производят отдельным спуском геофизического прибора, а для позиционирования перфоратора с помощью НКТ применяют подгоночные патрубки различной длины, при этом после выполнения литологической привязки и инициирования перфоратора он остается в скважине на весь межремонтный период, а в случаях использования волоконно-оптического грузонесущего кабеля производят мониторинг работы скважины.
Вышеперечисленная совокупность существенных признаков в двух выше приведенных вариантах устройств позволяет получить следующий технический результат - достижение высокого качества вторичного вскрытия продуктивных пластов за короткое время посредством создания контролируемой прибором депрессии, величину которой можно менять при помощи глубинно-насосного оборудования скважины, а также исключением операций по ее повторному глушению после перфорации для спуска названного оборудования. Результатом является также оперативная оценка гидродинамических параметров пласта после вскрытия и дистанционный контроль его работы в процессе эксплуатации скважины.
Полезная модель иллюстрируется следующими чертежами.
На фигуре 1 представлена схема расположения в скважине кумулятивного перфоратора с геофизическим прибором и глубинно-насосного оборудования.
На фигуре 2 представлена схема расположения в скважине кумулятивного перфоратора и глубинно-насосного оборудования с включенным в его компоновку привязочным репером.
Устройство (вариант 1) для вторичного вскрытия пластов под депрессией со спуском перфоратора под глубинный насос располагается в скважине с обсадной колонной 1, в которую устанавливается колонна НКТ 2 с размещенной на ее нижней трубе установкой электроцентробежного насоса в составе компенсатора 3, погружных электродвигателя 4 и насоса 6, гидрозащиты 5 (фиг. 1). Кабель-токопровод 7, предназначенный для передачи электрического напряжения на УЭЦН от станции управления 8 и геофизический кабель 9, на котором подвешиваются кумулятивный перфоратор 10 и геофизический прибор 11, размещаются внутри скважины при помощи системы центраторов 12, притом, геофизический кабель можно оставлять подвижным или фиксировать устройством крепления кабеля 13. Узел герметизации устья скважины 14 в составе сальниковых вводов 15 и 16, предназначенных для уплотнения, соответственно, геофизического кабеля 9 и кабеля-токопровода 7 располагается на устьевой фонтанной арматуре. На ее основании закреплен также устьевой ролик 17, через который при помощи спускоподъемного оборудования каротажной станции 18 производится спуск геофизического кабеля в скважину, в том числе для литологической привязки с использованием привязочного репера 19 (вариант 2). Инициирование срабатывания перфоратора производится передачей по кабелю соответствующего импульса от пульта инициирования 20, который располагается в каротажной (перфораторной) станции 18. Применение спускоподъемного ролика совместно с оборудованием каротажной станции обеспечивает предварительный спуск на геофизическом кабеле кумулятивного перфоратора с расположенным над ним геофизическим прибором в интервал перфорации и позиционирование перфоратора в заданном интервале посредством литологической его привязки прибором после доставки на насосно-компрессорных трубах на проектную глубину электроцентробежного насоса. Определение значений, создаваемой при помощи насоса, депрессии, как и оценка гидродинамических параметров пласта и контроль его работы в межремонтный период обеспечивается при помощи комплекта датчиков геофизического прибора (давление, температура, блок гамма-каротажа, локатор муфт, датчик состава). Герметичный ввод кабелей внутрь скважины обеспечивает узел герметизации устья скважины, в составе которого имеются сальниковые устройства для уплотнения геофизического кабеля и кабеля электропитания двигателя УЭЦН. Согласно варианту 2 позиционирование перфоратора выполняется изменением длины подвески НКТ 2 с помощью подгоночных патрубков различной длины (на чертеже не показаны).
Устройство работает следующим образом.
Снаряженный кумулятивный перфоратор 10 и расположенный над ним геофизический прибор повышенной прочности (например, «Прицел») И спускают на геофизическом кабеле 9 в интервал перфорации при помощи спускоподъемного оборудования каротажной станции 18 и устьевого ролика 17 (фиг. 1). После этого на насосно-компрессорных трубах 2 производят спуск установки электроцентробежного насоса, состоящей из компенсатора 3, погружных электродвигателя 4 и насоса 6, гидрозащиты 5 с одновременной установкой на трубы центраторов 12 и размещением в них геофизического кабеля 9 и кабеля-токопровода 7. Устанавливают на фонтанной арматуре узел герметизации устья скважины 14, предварительно пропустив геофизический кабель 9 и кабель-токопровод 7 через сальниковые вводы 15 и 16. При помощи станции управления 8 запускают в работу погружной насос 6 и за счет снижения уровня создают проектную депрессию, значения которой контролируются по показаниям датчиков геофизического прибора 11. Перемещением геофизического прибора 11 с кумулятивным перфоратором 10 уточняют его литологическую привязку, и при помощи пульта инициирования перфоратора 20, находящегося в каротажной станции 18, производят отстрел. После проведения необходимых исследований с помощью прибора 11, его с корпусом перфоратора располагают вне интервала перфорации, геофизический кабель 9 фиксируют на сальниковом вводе 15 и его наземную часть сматывают с барабана лебедки и размещают на устье скважины. При необходимости контроля забойного и пластового давлений, текущей депрессии, подключают к кабелю наземную аппаратуру каротажной станции 18 и проводят измерения давления и температуры геофизическим прибором 11. Для определения параметров флюида и диагностики технического состояния участка эксплуатационной колонны 1, расположенного ниже приема насоса в процессе эксплуатации, устанавливают устьевой ролик 17, наматывают запас геофизического кабеля 9 на барабан лебедки каротажной станции 18 и проводят измерения геофизическим прибором 11 в функции глубины.
Схема расположения оборудования в скважине при работе устройства в случаях выполнения литологической привязки отдельным спуском практически соответствует схеме, представленной на фиг. 1. Отличием является отсутствие геофизического прибора 11, который дополнительно, при помощи спускоподъемного оборудования каротажной станции 18 и устьевого ролика 17, спускают в интервал перфорации на геофизическом кабеле 9 и производят его привязку к геологическому разрезу. После наносят привязочные метки на участках геофизического кабеля 9, находящихся возле лебедки каротажной станции 18 и ротора буровой установки. Геофизический прибор 11 извлекают из скважины, заменяют его кумулятивным перфоратором 10 и размещают его в интервале продуктивного пласта. Далее, в последовательности, изложенной выше при описании работы устройства, в состав которого входят перфоратор 10 с расположенным над ним геофизическим прибором 11, производят спуск УЭЦН, установку на трубы центраторов 12 размещение в них геофизического кабеля 9 и кабеля-токопровода 7. Устанавливают узел герметизации устья скважины 14, герметизируют с помощью сальниковых вводов 15 и 16 геофизический кабель 9 и кабель-токопровод 7, погружным насосом 6 снижают уровень до создания проектной депрессии, величина которой контролируется по данным датчика давления телеметрической системы (ТМС) или измерением уровней жидкости в межтрубном пространстве. Выполняют контроль позиционирования кумулятивного перфоратора 10 по меткам, и при помощи пульта инициирования перфоратора 20 производят отстрел. На сальниковом вводе 15 фиксируют геофизический кабель 9, его наземную часть сматывают с барабана лебедки каротажной станции 18 и размещают на устье скважины.
Третий вариант работы устройства иллюстрируется на фиг. 2 и реализуется следующим образом.
Размещение в скважине кумулятивного перфоратора 10 на геофизическом кабеле 9 выполняется в два этапа. На первом этапе нижняя часть кабеля 9, с закрепленным на нем перфоратором 10, длина которой определяется как разность между отметкой кровли продуктивного пласта и глубиной спуска устройства крепления кабеля 13, опускается в скважину одновременно с промером его длины. Дальнейший совместный спуск кумулятивного перфоратора 10 на геофизическом кабеле 9, зафиксированном устройством крепления кабеля 13 и УЭЦН на насосно-компрессорных трубах 2 выполняется с установкой на них центраторов 12, в которых размещается геофизический кабель 9 и кабель-токопровод 7. Принципиальным отличием данного варианта, от уже рассмотренных выше схем, является особенность выполнения позиционирования перфоратора 10 в интервале продуктивного пласта с помощью привязочного репера 19, установленного над погружным насосом 6 в колонне НКТ 2. Цитологическая привязка положения перфоратора 10 по привязочному реперу 19 производится посредством спуска геофизического прибора, внутрь насосно-компрессорных труб 2 известной длины, а позиционирование перфоратора выполняется изменением длины подвески НКТ 2 с помощью подгоночных патрубков различной длины(на чертеже не показаны). После завершения позиционирования и установки узла герметизации устья скважины 14, герметизации геофизического кабеля 9 и кабеля-токопровода 7, насосом создается плановая депрессия, величина которой контролируется по датчикам ТМС или отбивкой уровней и при помощи пульта инициирования перфоратора 20 производят отстрел. На сальниковом вводе 15 фиксируют геофизический кабель 9, его наземную часть сматывают с барабана лебедки каротажной станции 18 и размещают на устье скважины.
Данное описание рассматривается как материал, иллюстрирующий полезную модель, сущность которой и объем патентных притязаний определены в нижеследующей формуле полезной модели, совокупностью существенных признаков и их эквивалентами.
1. Устройство для вторичного вскрытия пластов под депрессией со спуском перфоратора под глубинный насос, содержащее предварительно размещённый в интервале продуктивного пласта кумулятивный перфоратор и установку электроцентробежного насоса, отличающееся тем, что на насосно-компрессорных трубах закреплены центраторы, в которых соответственно с возможностью движения и неподвижно расположены геофизический кабель с подвешенными на нем перфоратором и геофизическим прибором и кабель-токопровод, а на устье скважины кабели пропущены через сальниковые вводы узла герметизации, кабель-токопровод подключён к станции управления установки электроцентробежного насоса, геофизический кабель, через устьевой ролик, намотан на барабан лебедки каротажной станции, при этом после выполнения литологической привязки и инициирования перфоратора геофизический прибор остается в скважине на весь межремонтный период для мониторинга работы скважины.
2. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что кумулятивный перфоратор располагается в интервале вторичного вскрытия на подвижном геофизическом кабеле, а его литологическая привязка производится отдельным спуском в интервал перфорации геофизического прибора, притом использование для этих целей волоконно-оптического грузонесущего кабеля с токоведущей жилой обеспечивает возможность мониторинга работы скважины распределенным датчиком термометрии.
3. Устройство для вторичного вскрытия пластов под депрессией со спуском перфоратора под глубинный насос, содержащее предварительно размещённый в интервале продуктивного пласта кумулятивный перфоратор и установку электроцентробежного насоса, отличающееся тем, что на насосно-компрессорных трубах закреплены центраторы, в которых неподвижно расположены геофизический или волоконно-оптический грузонесущий кабель с подвешенным на нем в заданном интервале перфоратором и кабель-токопровод, которые пропущены через сальниковые вводы узла герметизации, кабель-токопровод подключён к станции управления установки электроцентробежного насоса, геофизический кабель, через устьевой ролик, намотан на барабан лебедки каротажной станции, причем компоновка насосно-компрессорных труб содержит привязочный репер для литологической привязки перфоратора, которую производят отдельным спуском геофизического прибора, а для позиционирования перфоратора с помощью НКТ применяют подгоночные патрубки различной длины, при этом после выполнения литологической привязки и инициирования перфоратора он остается в скважине на весь межремонтный период, а в случаях использования волоконно-оптического грузонесущего кабеля производят мониторинг работы скважины.
РИСУНКИ
