способ эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью и устройство для его осуществления

Формула изобретения

1. Способ эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью, включающий спуск в скважину подъемной колонны, установку в ней на опорное седло вставного глубинного насоса, последующую промывку скважины горячим агентом и откачку нефти насосом, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа при использовании его в глубоких скважинах, подъемную колонну оборудуют промывочной, башмак которой размещают на уровне нефтяного пласта, а перед посадкой вставного насоса в опорное седло производят промывку скважины горячим агентом на глубину спущенных подъемной и промывочкой колонн, после чего опускают насос в опорное седло и запускают его в работу.

2. Устройство для эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью, содержащее подъемную колонну с опорным седлом для размещения на нем вставного глубинного насоса с хвостовиком, отличающееся тем, что, с целью повышения эффективности при использовании его в глубоких скважинах, оно снабжено промывочной колонной, установленной в нижней части подъемной колонны, и размещенным между ними полым циркуляционным клапаном, расположенным с возможностью его открытия при посадке вставного глубинного насоса в опорное седло.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам и устройствам для эксплуатации скважин с высоковязкой нефтью.

При разработке месторождений высоковязких нефтей, особенно содержащих высокий процент асфальто-смолистых веществ (больше 15%) возникают трудности (при залегании на больших глубинах: 2000 м и больше, когда забойные температуры превышают 50^оС).

В процессе простоев скважины (отключение эл.энергии и пр.) нефть, заполняющая ствол скважины, принимает температуру окружающего массива горных пород. Поэтому в средней части по глубине скважины и особенно в верхней температура может быть ниже температуры кристаллизации парафина, смол, асфальтенов и пр. Выпавшие в осадок смолы оседают вниз и закупоривают нижнюю часть ствола скважины. При попытке запустить скважину в работу, как правило, это не удается. Глубинный насос откачивает всю нефть, находящуюся в затрубном пространстве выше приема насоса, и захлебывается. Так как жидкость снизу не поступает, то насос перестает подавать из скважины нефть.

Известен способ эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью, заключающийся в спуске подъемной колонны, спуске в нее глубинного вставного насоса, промывке скважины горячим агентом и откачке нефти насосом (1).

Так как при данном способе нижняя часть ствола скважины не провается, то оставшиеся ниже приема насоса пробки из смол, парафина и асфальтенов не дают возможности восстановиться дебиту скважины. Для промывки скважины можно подъемную колонну допустить до забоя и промыть скважину на всю глубину, но такая дополнительная операция требует значительного времени. При этом также происходит выпадение смолистых и пр. И восстановить прежний дебит не удается.

Целью настоящего изобретения является повышение эффективности работы глубинно-насосного оборудования в скважинах с высокосмолистой нефтью.

Эта цель достигается тем, что в известном способе эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью, включающем спуск подъемной колонны, спуск в нее глубинного вставного насоса, промывку скважины горячей нефтью и откачку нефти насосом, к подъемной колонне подвешивают промывочную колонну с установкой ее башмака на уровне нефтяного пласта, промывку делают на всю глубину скважины, а перед запуском насоса открывают циркуляционные окна в верхней части промывочной колонны.

Известно устройство для осуществления известного способа, включающее подъемную колонну и глубинный вставной насос с хвостовиком (2).

Данное устройство не позволяет промыть скважину на всю ее глубину. В результате ниже приема насоса остаются пробки из смолистой части нефти, скважина не очищается должным образом, и глубинно-насосное оборудование работает неэффективно.

Целью настоящего изобретения является повышение эффективности работы глубинно-насосного оборудования в скважинах с высоковязкой нефтью.

Эта цель достигается тем, что в известном устройстве для осуществления способа эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью, оно дополнительно содержит промывочную колонну, подвешенную к подъемной колонне, между подъемной и промывочной колоннами установлен полый циркуляционный клапан с возможностью его открытия при посадке вставного глубинного насоса в опорное седло.

На фиг.1 изображено устройство для осуществления предлагаемого способа в момент промывки скважины перед запуском глубинного насоса; на фиг.2 - то же, в момент работы глубинного вставного насоса.

Устройство содержит подъемную колонну 1 и промывочную колонну 2, между которыми установлен полый циркуляционный клапан 3 и переводник 4 с опорным седлом 5 для насоса 6.

Циркуляционный клапан 3 имеет корпус 7 с циркуляционными окнами 8, перекрытыми подпружиненной с помощью пружины 9 втулкой 10, взаимодействующей с хвостовиком 11 вставного глубинного насоса 6.

Нижний конец пружины 9 опирается на буртик 12, имеющийся в нижней части корпуса 7 клапана 3, а верхний ее конец - в нижний торец втулки 10.

Нижний конец промывочной колонны 2 установлен на уровне нефтяного пласта 13. Верхняя часть подъемной колонны 1 обвязана с эксплуатационной колонной 14. К затрубному пространству 15 скважины подсоединена выкидная линия 16.

В хвостовике 11 насоса 6 имеются боковые окна 17, через которые поступает из скважины жидкость на прием насоса 6.

Возможные и другие варианты крепления вставного насоса 6, например с помощью цангового захвата или гидравлически запертой камеры и т.д. Но требование при этом одно - при посадке насоса 6 в узел его крепления хвостовик 11 должен открыть циркуляционные окна 8 клапана 3.

Предлагаемый способ с применением названного выше устройства осуществляют следующим образом.

Способ опробовали на скважине глубиной 4200 Монастырищенского нефтяного месторождения. Обсадная колонна 146 мм. Нефтяной горизонт в интервале 4107-4130 м. В нефти смол до 20%.

В скважину спустили промывочную колонну 2 из НКТ 60,3 мм, длиной 2164 м и подъемную колонну 1 длиной 1946 м из НКТ 73 мм. Между ними установили циркуляционный клапан 3 и переводник 4. Внутрь НКТ 73 мм на насосных штангах спустили глубинный вставной насос 6. Запустили насос 6. После откачки нефти в объеме затрубного пространства 15 от устья скважины до приема насоса 6 подача жидкости из скважины прекратилась. Это указывало на то, что насос 6 откачал всю жидкость из затрубного пространства 15 до приема насоса 6, а из пласта 13 нефть не поступает, что говорило о закупорке нижней части ствола скважины пробкой из смолы и парафина.

Для очистки скважины от осадка из смолы и парафина насос 6 приподняли так, чтобы хвостовик 11 вышел из циркуляционного клапана 3 и втулка 10 поднялась вверх и перекрыла окна 8. После этого к выкидной линии 16 подсоединили агрегат и через затрубное пространство прокачали горячую нефть в объеме одного цикла (см.фиг.1). Горячая нефть растворила осевшие в затрубном пространстве смолы и вынесла их на поверхность. По окончании процесса прокачки нефти насос 6 вновь опустили вниз до посадки в опорное седло 5. При этом хвостовик 11 насоса 6 переместил втулку 10 вниз и открыл циркуляционные окна 8 клапана 3. Насос 6 пустили в работу. Так как полость втулки 10 почти полностью перекрыта хвостовиком 11, то нефть (жидкость) из затрубного пространства 15 в насос 6 поступала через циркуляционные окна 8 и боковые окна 17 в хвостовике 11. Так как сечение затрубного пространства 15 ниже насоса 6 при применении предлагаемого устройства много меньше, чем при эксплуатации известными способами (у известных нет промывочной колонны 2 и скважина работает всем сечением эксплуатационной колонны 14), то нефть из пласта 13 поступает быстрее и не успевает охладиться настолько, чтобы из нее могли осаждаться смолы и парафинистые вещества. Поэтому эксплуатация скважины и работа глубинно-насосного оборудования проходит в лучших условиях.

При необходимости проведения новой промывки скважины насос 6 останавливают и приподнимают его так, чтобы хвостовик 11 вышел из втулки 10 и производят ее промывку, как описано выше.

При эксплуатации скважины предлагаемым способом прекратились случаи незапуска глубинно-насосного оборудования (насос 6) и за счет этого достигнуто увеличение дебита скважины на 18%.

Технико-экономические преимущества предлагаемого способа и устройства:

1. Увеличивается межремонтный период работы скважины, так как отпадает надобность в ремонте ее для запуска глубинных насосов 6.

2. Увеличивается дебит скважин за счет улучшения условий подъема нефти к насосу 6.

3. Внедрение предложения упрощает работу промыслового персонала так как отпадает надобность в организации ремонтных работ по скважинам.

Способ принят к испытанию его на промыслах, имеющих добычу высоковязкой нефти, НГДУ п.о. "Укрнефть".