способ эксплуатации нефтедобывающей высокотемпературной скважины

Формула изобретения

Способ эксплуатации нефтедобывающей высокотемпературной скважины, заключающийся в том, что на колонне насосно-компрессорных труб закрепляют скважинный трубопровод с расположением конца в интервале замера забойного давления, по скважинному трубопроводу закачивают ингибитор солеотложений, по колонне насосно-компрессорных труб отбирают высоковязкую нагретую нефть, на устье скважины скважинный трубопровод снабжают манометром, прекращают закачку ингибитора солеотложений через скважинный трубопровод, продувают скважинный трубопровод углекислым газом под давлением 0,9-1,1 МПа, прекращают подачу углекислого газа, перекрывают скважинный трубопровод на устье скважины, проводят технологическую выдержку до стабилизации давления в скважинном трубопроводе, фиксируют стабилизировавшееся давление как забойное, стравливают давление из скважинного трубопровода, возобновляют закачку ингибитора солеотложений по скважинному трубопроводу, при необходимости операции повторяют.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при замере забойного давления в скважине.

Известен способ непосредственного измерения давления на забое, при котором в скважину спускают на заданную глубину глубинный манометр, а информацию о давлении тем или иным способом передают на поверхность [Эпияшевский И. В. Технология добычи нефти и газа. М.: Недра, 1977, с.107].

Способ отличается низкой производительностью и требует для своей реализации специальное глубинное оборудование.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ определения забойного давления в скважине путем возбуждения на устье скважины акустического зондирующего импульса и регистрации отраженного импульса. Затем с учетом плотности жидкости и давления затрубного газа вычисляют забойное давление. Одновременно в момент возбуждения акустического зондирующего импульса измеряют амплитуду его волнового давления и по ее величине определяют давление затрубного газа [Патент РФ № 2052092, кл. E21B 47/04, опубликовано 10.01.1996 - прототип].

Известный способ высокопроизводителен, однако он применим лишь в условиях низкотемпературных скважин в условиях разработки залежи с низковязкими нефтями.

В предложенном изобретении решается задача определения забойного давления в нефтедобывающей высокотемпературной скважине.

Задача решается способом эксплуатации нефтедобывающей высокотемпературной скважины, заключающимся в том, что на колонне насосно-компрессорных труб закрепляют скважинный трубопровод с расположением конца в интервале замера забойного давления, по скважинному трубопроводу закачивают ингибитор солеотложений, по колонне насосно-компрессорных труб отбирают высоковязкую нагретую нефть, на устье скважины скважинный трубопровод снабжают манометром, прекращают закачку ингибитора солеотложений через скважинный трубопровод, продувают скважинный трубопровод углекислым газом под давлением 0,9-1,1 МПа, прекращают подачу углекислого газа, перекрывают скважинный трубопровод на устье скважины, проводят технологическую выдержку до стабилизации давления в скважинном трубопроводе, фиксируют стабилизировавшееся давление как забойное, стравливают давление из скважинного трубопровода, возобновляют закачку ингибитора солеотложений по скважинному трубопроводу, при необходимости операции повторяют.

Сущность изобретения

Замер забойного давления в нефтедобывающей высокотемпературной скважине традиционными способами невыполним вследствие высокой вязкости добываемой нефти, высокой температуры и весьма малых пластовых и забойных давлений. Для определения забойного давления в такой скважине разработан предлагаемый способ. Способ заключается в следующем.

При эксплуатации нефтедобывающей высокотемпературной скважины, посредством которой добывают битумы, возникают две проблемы. Первая связана с образованием солеотложений на рабочих органах насосов. Основным способом борьбы с солеотложениями является подача ингибитора солеотложений на прием насоса с помощью скважинного трубопровода малого диаметра порядка 4 мм в диаметре. При этом по колонне насосно-компрессорных труб отбирают высоковязкую нагретую нефть. Скважинный трубопровод прикрепляют на наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб и спускают в скважину вместе с колонной. Схема компоновки представлена на фиг.1, на которой 1 - скважинный трубопровод, 2 - планшайба арматуры, 3 - фланец, 4, 5 - переводники, 6 - игольчатый вентиль, 7 - манометр, 8 - трубопровод, 9 - дозаторная установка ингибитора солеотложений, 10 - ГЗН (гидрозащита), 11 - ПЭД (погружной электродвигатель), 12 - ТМС (термоманометрическая система).

Значение давления на приеме насоса определяют с помощью погружного ТМС, спускаемого вместе с насосом. Для ТМС рабочая температура составляет 150°C. Одним из недостатков ТМС является быстрый выход его из строя в течение 25-30 сут из-за воздействия высокой температуры.

Для определения забойного давления собирают компоновку согласно фиг.1, на которой конец скважинного трубопровода 1 монтируют на уровне подвеса ТМС 12. При этом технология подачи ингибитора солеотложений не меняется. На выходной конец скважинного трубопровода 1 на устье скважины монтируют тройник 13, два игольчатых вентиля 6, манометр 7, штуцер 14, шланг 15 и баллон углекислого газа 17 с газовым редуктором 16. Производят продавку углекислого газа под давлением 0,9-1,1 МПа в трубопровод 1 и вытеснение из него жидкости. Прекращают подачу углекислого газа. Проводят технологическую выдержку для установления давления. По манометру 7 определяют забойное давление. Стравливают давление из скважинного трубопровода 1, возобновляют закачку ингибитора солеотложений по скважинному трубопроводу 1, а при необходимости операции повторяют.

В результате удается определить забойное давление в нефтедобывающей высокотемпературной скважине.

Пример конкретного выполнения

Эксплуатируют нефтедобывающую высокотемпературную скважину со следующими характеристиками: глубина продуктивного пласта 66,8 м, диаметр эксплуатационной колонны 245 мм, температура на забое скважины 107°C, вязкость нефти 4200 сП, вязкость нефти в пластовых условиях 32,7 сП, плотность нефти 958 г/см³ . В скважину спущена колонна насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, с электроцентробежным насосом марки УВНН 125-200 на глубине 287 м. На наружной стороне колонны насосно-компрессорных труб закреплен скважинный трубопровод диаметром 4 мм. Схема скважинной компоновки соответствует фиг.1.

По колонне насосно-компрессорных труб отбирают высоковязкую нефть с температурой 92°C и дебитом 120 м³/сут. По скважинному трубопроводу прокачивают ингибитор солеотложений марки СНПХ-5312Т с расходом 3 кг/сут. Для определения забойного давления прекращают закачку ингибитора солеотложений через скважинный трубопровод, продувают скважинный трубопровод углекислым газом под давлением в пределах 0,9-1,1 МПа, прекращают подачу углекислого газа, перекрывают скважинный трубопровод на устье скважины, проводят технологическую выдержку до стабилизации давления в скважинном трубопроводе в течение 15 мин, фиксируют стабилизировавшееся давление как забойное, которое в данном случае составило 0,5 МПа, стравливают давление из скважинного трубопровода, возобновляют закачку ингибитора солеотложений по скважинному трубопроводу. При необходимости операции повторяют.

Применение предложенного изобретения позволит решить задачу определения забойного давления в нефтедобывающей высокотемпературной скважине.