способ эксплуатации нефтяной добывающей скважины

Формула изобретения

Способ эксплуатации нефтяной добывающей скважины, включающий спуск на насосно-компрессорных трубах электроцентробежного насоса и газосепаратора, отличающийся тем, что до спуска электроцентробежного насоса и газосепаратора в скважине с упором на забой или зумпф устанавливают пакер и хвостовик из насосно-компрессорных труб с перфорированной нижней частью, позволяющий создавать требуемую скорость восходящего потока пластовых флюидов для выноса с забоя добываемой воды и механических примесей, распакеровку пакера осуществляют за счет веса электроцентробежного насоса, газосепаратора и части веса вышерасположенной колонны насосно-компрессорных труб.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемое изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к повышению эффективности эксплуатации добывающей скважины.

Известен способ эксплуатации добывающей скважины, включающий бурение скважины, спуск эксплуатационной колонны и ее цементирование, перфорацию, освоение скважины, спуск насосно-компрессорных труб (НКТ) и добычу нефти фонтанным способом за счет энергии продуктивного пласта (см. Амелин И.Д., Андриасов Р.С., Гиматудинов Ш.К. и др. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений. Недра, 1978, с. 154-175).

Недостатками известного способа являются следующие:

- довольно непродолжительный период фонтанной добычи вследствие снижения пластового давления и обводнения добываемой продукции;

- зачастую относительно невысокий дебит скважины из-за невозможности создания повышенной депрессии на пласт.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ механизированной добычи нефти, включающий бурение скважины, спуск, цементирование, перфорацию эксплуатационной колонны, освоение скважины, спуск на НКТ глубинного насоса, например электроцентробежного насоса (ЭЦН), с последующей добычей нефти, а затем обводненной продукции с помощью ЭЦН (см. Амелин И.Д., Андриасов Р.С., Гиматудинов Ш.К. и др. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений. Недра, 1978, с.239-248).

Недостатком, присущим рассматриваемому способу, является высокая подвеска НКТ, т.е. когда башмак НКТ находится на значительном расстоянии от забоя скважины.

Это связано с тем, что конструкция ЭЦН не позволяет удерживать большой или повышенный вес прикрепленных к насосу колонны НКТ. Такой недостаток присущ и фонтанному способу эксплуатации, но в основном по причине экономии затрат на НКТ. Сказанное означает, что все добывающие скважины в России либо по конструктивным соображениям или с целью удешевления конструкции эксплуатируются с высокими подвесками НКТ. Данное обстоятельство приводит к следующим негативным последствиям.

Скважинное пространство от забоя до башмака НКТ имеет сечение, в несколько раз превосходящее сечение НКТ. Кроме того, скорость течения добываемой жидкости (нефть+вода) возрастает от нуля на забое скважины до максимального значения у башмака НКТ. Это означает, что рассматриваемое пространство является хорошим сепаратором. В результате выносимые из пласта механические примеси в виде остатков бурового раствора, цемента, песчинок продуктивного коллектора, продуктов абразивного износа, коррозии оседают на забое скважины. На забое скважины скапливается также попутно добываемая вода или вода, поступающая в скважину из-за ее негерметичности. Следствием формирования на забое песчано-глинистой, грязевой, жидкостной пробки является

- последовательное отключение от дренирования нижних перфорационных отверстий;

- снижение во времени дебита скважины как по жидкости, так и по нефти;

- уменьшение коэффициента охвата пласта дренированием по толщине;

- сокращение текущего и конечного коэффициентов нефтеизвлечения (КИН).

В основу настоящего изобретения положена задача создания способа эксплуатации добывающей скважины, обеспечивающего недопущение формирования на забое песчано-глинистой или жидкостной пробки, что предотвращает последовательное отключение от дренирования перфорационных отверстий, уменьшение дебита по нефти, снижение конечного КИН.

Выполнение поставленной задачи достигается тем, что в способе эксплуатации добывающей скважины, предусматривающем спуск на НКТ электроцентробежного насоса и газосепаратора, применяется хвостовик из насосно-компрессорных труб с перфорированной нижней частью с упором на забой, позволяющий создавать требуемую скорость восходящего потока пластовых флюидов для выноса с забоя добываемой воды и механических примесей, а также тем, что:

- хвостовик с упором на забой устанавливается до спуска ЭЦН и газосепаратора;

- под электродвигателем прикрепляется патрубок с фильтровыми отверстиями и направляющим конусом;

- распакеровка пакера осуществляется за счет веса ЭЦН, газосепаратора и части веса вышерасположенной колонны НКТ;

- в случае фонтанной эксплуатации колонна НКТ с перфорированными отверстиями непосредственно устанавливается с упором на забой.

Способ с его иллюстрацией на чертеже осуществляют следующим образом.

После бурения скважины, спуска эксплуатационной колонны (1), ее цементирования и перфорации, освоения скважины в нее с упором на забой спускают трубы “хвостовика” 7 с набором центраторов 8 и с фильтровыми отверстиями 9 напротив продуктивного пласта или ниже этого интервала.

На колонне НКТ 3 опускают ЭЦН 4 с газосепаратором, патрубком с фильтром 5 и направляющим конусом 10 (см. чертеж). При этом пакер с упором на забой в верхней части соединяется с “нагрузкой” пакера 11, достаточной для его распакеровки. Хвостовик 7 с пакером 6 и “нагрузкой” 11 спускают в скважину на рабочем инструменте до спуска ЭЦН.

Скважина запускается в работу. Добываемая продукция через отверстия в нижней части хвостовика 9 поступает в сам хвостовик. В результате в хвостовик с потоком пластового флюида поступают механические частицы - остатки бурового раствора, цемента, продукты коррозии, разрушения скелета продуктивного коллектора.

В процессе подъема по хвостовику добываемого флюида и механических частиц вследствие снижения давления имеет место разгазирование нефти. После прохождения по трубам хвостовика и “нагрузки” 11 газированная жидкость поступает в затрубное пространство.

Затем добываемая продукция направляется в газосепаратор. Отсепарированная здесь нефть вместе с пластовой водой и механическими примесями поступает на прием ЭЦН и по колонне НКТ подается на устье скважины.

Выделившийся в сепараторе газ поступает в затрубное пространство. Здесь газ направляется на устье скважины либо по затрубному пространству или с помощью газлифтного клапана поступает в колонну НКТ для осуществления полезной работы по лифтированию добываемой продукции.

В случае фонтанной добычи реализация предлагаемого способа значимо упрощается, ибо здесь выделяющийся в НКТ из нефти растворенный газ выполняет положительную роль по лифтированию добываемой продукции, а применение конструктивных элементов, необходимых при использовании ЭЦН, не требуется. В отличие от традиционного подхода колонна НКТ с перфорированными нижними трубами опускается с упором на забой или зумпф скважины.

Таким образом, в отличие от традиционного подхода в предлагаемом способе отсутствуют условия для выпадения мехпримесей, формирования песчано-глинистых, грязевых пробок или гидрозатвора, которые могут оказывать негативное влияние на процессы и показатели нефтеизвлечения.

Пример реализации

Основная залежь нефти Ириновского месторождения, расположенного в Саратовской области, залегает на глубине около 550 м. На месторождении в 90-х годах пробурен ряд скважин по технологии горизонтального бурения. Они отличаются невысокой продуктивностью. Казалось бы, повышенная вязкость нефти (около 10 мПас), отсутствие заводнения продуктивного пласта вполне объясняли ситуацию с низкими дебитами горизонтальных скважин с разными траекториями ствола.

Вышеуказанные соображения позволили усомниться в указанных оправдательных причинах. Было сделано предположение о наличии в этих скважинах грязевых пробок.

Проверка данного предположения осуществлена на скв. №49. Эта скважина эксплуатируется штанговым насосом с глубиной спуска 300 м. Длина наклонного горизонтального ствола составляет 75 м.

Согласно рекомендациям, из скважины были извлечены НКТ и глубинный насос. Затем началась промывка забоя с непрерывным наращиванием колонны НКТ вплоть до отметки первоначального забоя.

В результате проведенной операции из скважины было извлечено около 2,5 м³ остатков бурового и цементного раствора.

Если до промывки скважина добывала в сутки около 1 т нефти и 1 м³ воды, то после промывки дебит по жидкости составил 9 м³/сут, а по нефти - 6 т/сут. Это явилось следствием приобщения к дренированию всего вскрытого продуктивного интервала, ибо 2,5 м³ извлеченной грязевой пробки практически целиком перекрывали весь пробуренный интервал в продуктивном пласте. При этом вследствие малой глубины залегания продуктивного пласта, низкого газового фактора не потребовался спуск хвостовика по рассматриваемой технологии. Оказалось достаточным увеличение глубины подвески НКТ.

Таким образом, представляется, что предлагаемый подход к эксплуатации добывающей скважины позволит повысить эффективность добычи нефти на отечественных месторождениях и увеличить величины конечного КИН, он характеризуется элементами новизны, необходимыми для патента.