способ эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины

Формула изобретения

Способ эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины, включающий спуск в скважину компоновки, состоящей снизу вверх из нижнего перфорированного патрубка, клапана, сбивного клапана, пакера, штангового насоса, колонны насосно-компрессорных труб, верхнего перфорированного патрубка и колонны штанг, приведение в работу штангового насоса под действием перемещений колонны штанг, подачу высоковязкой нефти к устью скважины по колонне насосно-компрессорных труб и через верхний перфорированный патрубок по межтрубному пространству, периодическую прямую промывку закачкой промывочной жидкости по колонне насосно-компрессорных труб и отбором через верхний перфорированный патрубок и межтрубное пространство и обратную промывку путем подъема насоса над верхним перфорированным патрубком, закачки промывочной жидкости по межтрубному пространству и отбора через верхний перфорированный патрубок и колонну насосно-компрессорных труб.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, через которую добывают высоковязкую нефть.

Известен штанговый насос, который содержит цилиндр, верхний и нижний перемещающиеся полые плунжеры, всасывающий и нагнетательный клапаны, фильтр с отверстиями. Верхний и нижний плунжеры выполнены одинакового диаметра. Насос дополнительно снабжен полой штангой, которая расположена между верхним и нижним плунжерами одинакового диаметра. Полая штанга обоими концами соединена при помощи переходников с отверстиями со штоком, который проходит через полости верхнего и нижнего плунжеров. Верхний конец штока, расположенный над верхним концом верхнего плунжера, и нижний конец штока, расположенный ниже нижнего плунжера, выполнены с расширяющимся конусообразным утолщением и образуют с концами плунжеров клапаны. Нижний клапан выполняет функцию нагнетания и всасывания. На штоке между полой штангой, верхним и нижним плунжерами установлены шайбы с отверстиями. В середине верхнего и нижнего плунжеров одинакового диаметра установлены шайбы-ограничители отклонения штока с отверстиями. Верхний и нижний плунжеры выполнены из эластичного материала (Патент РФ № 2289724, опубл. 20.12.2006 г.).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ работы штанговой насосной установки, описанный в патенте РФ № 2161268, опубликовано: 27.12.2000 - прототип. Установка снабжена насосом с двухступенчатым цилиндром, в котором расположены два полых плунжера разных диаметров, связанных между собой и образующих рабочие камеры. Нижняя ступень плунжера утяжелена грузом, расположенным вне насоса ниже его приемной части, и имеет больший диаметр на длине, равной длине хода плунжера.

Недостатком известных способов является зависание колонны штанг и невозможность приведения колонны штанг в рабочее положение прямой или обратной промывкой скважины.

В предложенном изобретении решается задача обеспечения приведения в рабочее положение при зависании колонны штанг прямой или обратной промывкой скважины без подъема из скважины глубинно-насосного оборудования.

Задача решается способом эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины, включающим спуск в скважину компоновки, состоящей снизу вверх из нижнего перфорированного патрубка, клапана, сбивного клапана, пакера, штангового насоса, колонны насосно-компрессорных труб, верхнего перфорированного патрубка и колонны штанг, приведение в работу штангового насоса под действием перемещений колонны штанг, подачу высоковязкой нефти к устью скважины по колонне насосно-компрессорных труб и через верхний перфорированный патрубок по межтрубному пространству, периодическую прямую промывку закачкой промывочной жидкости по колонне насосно-компрессорных труб и отбором через верхний перфорированный патрубок и межтрубное пространство и обратную промывку путем подъема насоса над верхним перфорированным патрубком, закачки промывочной жидкости по межтрубному пространству и отбора через верхний перфорированный патрубок и колонну насосно-компрессорных труб.

Сущность изобретения

При добыче высоковязкой нефти наблюдается зависание колонны штанг, обрыв штанг, снижение или полное отсутствие подачи нефти. Данные факторы приводят к увеличению реанимационных мероприятий по восстановлению работы скважин, потерям нефти, увеличению затрат на реанимационные мероприятия и подземный ремонт скважин. Существующие технические решения не позволяют в полной мере устранить отрицательные факторы. В предложенном изобретении решается задача обеспечения приведения в рабочее положение при зависании колонны штанг прямой или обратной промывкой скважины без подъема из скважины глубинно-насосного оборудования. Задача решается следующим образом.

В скважину спускают компоновку, представленную на фиг.1.

Компоновка состоит снизу вверх из нижнего перфорированного патрубка 1, клапана 2, сбивного клапана 3, пакера 4, вставного штангового насоса 5, колонны насосно-компрессорных труб 6, верхнего перфорированного патрубка 7 и колонны штанг 8. Компоновка размещена в эксплуатационной колонне 9 скважины, вскрывшей продуктивный пласт 10.

Компоновка работает следующим образом.

С устья скважины от станка-качалки (не показана) приводят в возвратно-поступательное движение колонну штанг 8, посредством которой приводят в работу штанговый насос 5, который высоковязкую нефть из продуктивного пласта 10 через нижний перфорированный патрубок 1, клапан 2, мимо сбивного клапана 3, через пакер 4 подает в верхний перфорированный патрубок 7 и колонну насосно-компрессорных труб 6. В верхнем перфорированном патрубке 7 высоковязкая нефть разделяется на два потока. Один поток высоковязкой нефти направляется по колонне насосно-компрессорных труб 6 к устью скважины, другой поток через верхний перфорированный патрубок 7 перетекает в межтрубное пространство между колонной насосно-компрессорных труб 6 и эксплуатационной колонной 9 и по межтрубному пространству направляется к устью скважины.

В случае зависания колонны штанг 8 проводят прямую или обратную промывку. Промывка способствует освобождению колонны штанг 8 и переводу в подвижное состояние.

При прямой промывке промывочную жидкость подают по колонне насосно-компрессорных труб 6, выдавливают через верхний перфорированный патрубок 7 в межтрубное пространство и далее к устью скважины.

При обратной промывке поднимают вставной штанговый насос 5 над верхним перфорированным патрубком 7 и подают промывочную жидкость в межтрубное пространство. Промывочная жидкость проходит через верхний перфорированный патрубок 7, через поднятый насос 5 и колонну насосно-компрессорных труб 6 к устью скважины.

В результате промывки удается освободить колонну штанг и вернуть компоновку в рабочее положение.

Пример конкретного выполнения

Эксплуатируют нефтедобывающую скважину, вскрывшую продуктивный пласт на отметках 1007,9-1017,3 м. Скважина обсажена эксплуатационной колонной диаметром 146 мм. В скважину спущена компоновка согласно фиг.1. В качестве вставного штангового насоса применен насос марки 25-175-RHAM-14-4-4. Компоновка спущена на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм. Добываемая нефть имеет вязкость 472 сст, обводненность нефти составляет 8%. Дебит по нефти составляет 1,62 т/сут.

При зависании колонны штанг скважину промывают прямой и обратной промывкой. В качестве промывочной жидкости используют товарную нефть. Время промывки составляет 3 часа. После промывки зависание штанг устраняется. Скважину запускают в работу.

Применение предложенного способа позволит обеспечить приведение в рабочее положение при зависании колонны штанг прямой или обратной промывкой скважины без подъема из скважины глубинно-насосного оборудования.