RU2584436C1

RU2584436C1 - Способ эксплуатации скважины

Info

Publication number: RU2584436C1
Application number: RU2015133435/03A
Authority: RU
Inventors: Наиль Габдулбариевич Ибрагимов; Айрат Рафкатович Рахманов; Рустэм Русланович Латфуллин; Максим Александрович Мальковский; Адхам Ахметович Курмашов
Original assignee: Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2015-08-11
Filing date: 2015-08-11
Publication date: 2016-05-20

Abstract

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации устаревших и изношенных скважин с дефектными эксплуатационными колоннами. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти. При эксплуатации скважины проводят спуск в скважину первой колонны насосно-компрессорных труб с пакером. Пакер размещают ниже несплошности эксплуатационной колонны, затем устанавливают пакер. Осуществляют спуск второй - малой колонны насосно-компрессорных труб внутри первой колонны насосно-компрессорных труб с пакером. Осуществляют отбор пластовой продукции по второй малой колонне насосно-компрессорных труб. Для проведения работ выбирают скважину, добывающую нефтяную эмульсию с малым дебитом, способным быть воспроизведенным штанговым насосом в малой колонне насосно-компрессорных труб. В качестве насоса в малой колонне насосно-компрессорных труб подбирают штанговый насос, обеспечивающий дебит скважины, бывший до проведения работ. Монтируют оборудование в скважине. Проводят технологическую выдержку для разделения в скважине нефтяной эмульсии на воду и нефть и образования водной среды на входе в насос. С устья скважины по внутренней стенке первой колонны насосно-компрессорных труб дозируют деэмульгатор. Запускают в работу насос. Уровень жидкости в скважине поддерживают вблизи уровня насоса. 1 пр.

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации устаревших и изношенных скважин с дефектными эксплуатационными колоннами.

Известна скважинная установка (Патент РФ №2067164, кл. Е21В 43/00, опубл. 27.09.1996 г.), включающая спущенные в эксплуатационную колонну труб насосно-компрессорные трубы с башмачным обратным клапаном, посадочным ниппелем с наклонными радиальными каналами, неосевыми сквозными каналами и осевыми проходными сечениями разных внутренних диаметров, в которых соответственно установлены съемные газлифтные клапаны в виде полого корпуса с уплотнениями и фиксатором, внутри корпуса установлен управляющий сильфонный элемент со штоком, жестко связанный с затвором запорного элемента в виде "затвор-седло".

Известная установка не эффективна для скважин, имеющих негерметичные эксплуатационные колонны труб, т.к. полость скважины гидравлически связана с внешним источником пласта, что может привести к изменению скважинного давления, росту обводненности или прорыву газа, в результате которого снижается продуктивность скважины.

Наиболее близкой к предложенному изобретению по технической сущности является скважинная установка, которая включает спущенные в эксплуатационную колонну труб насосно-компрессорные трубы со скважинными овальными камерами и/или центральными ниппелями, имеющими поперечные каналы и посадочное гнездо со съемным клапаном в виде корпуса с радиальными, осевым и гидравлически соединенными с ним поперечными каналами, уплотнениями и фиксатором, внутри корпуса установлен управляющий элемент, связанный со штоком запорного элемента. До глубины ниже негерметичного участка эксплуатационной колонны труб установлена дополнительная колонна труб, в кольцевом пространстве, образованном между колоннами труб, установлен цементный мост и/или один или несколько герметично изолирующих их полости разобщителей, при этом насосно-компрессорные трубы установлены внутри дополнительной колонны труб, причем часть поверхности скважинной овальной камеры над посадочным гнездом съемного клапана выполнена сдавленной с двух сторон во внутреннюю полость и/или корпус съемного клапана в центральном ниппеле выполнен с внутренними продольными неосевыми сквозными каналами, гидравлически сообщающими полости насосно-компрессорных труб над и под центральным ниппелем (патент РФ №2131017, кл. Е21В 43/00, опубл. 1999.05.27 - прототип).

Недостатком известной установки является возможность добычи нефти только газлифтным способом.

В предложенном изобретении решается задача добычи нефти механизированным способом при сохранении дебита скважины.

Задача решается тем, что в способе эксплуатации скважины, включающем спуск в скважину первой колонны насосно-компрессорных труб с пакером, размещение пакера ниже несплошности эксплуатационной колонны, постановку пакера, спуск второй малой колонны насосно-компрессорных труб внутри первой колонны насосно-компрессорных труб с пакером и отбор пластовой продукции по второй малой колонне насосно-компрессорных труб, согласно изобретению, для проведения работ выбирают скважину, добывающую нефтяную эмульсию с малым дебитом, способным быть воспроизведенным штанговым насосом в малой колонне насосно-компрессорных труб, в качестве насоса в малой колонне насосно-компрессорных труб подбирают штанговый насос, обеспечивающий дебит скважины, бывший до проведения работ, монтируют оборудование в скважине, проводят технологическую выдержку для разделения в скважине нефтяной эмульсии на воду и нефть и образования водной среды на входе в насос, с устья скважины по внутренней стенке первой колонны насосно-компрессорных труб дозируют деэмульгатор, запускают в работу насос, а уровень жидкости в скважине поддерживают вблизи уровня насоса.

Сущность изобретения

В связи с длительными сроками разработки нефтяных месторождений образовался фонд добывающих скважин, имеющих длительный срок эксплуатации порядка 25-40 лет. В таких скважинах эксплуатационная колонна изношена, имеет несплошности (или нарушения сплошности), вызванные коррозией как изнутри, так и снаружи. Через такие несплошности возможен приток в скважину нежелательных пластовых жидкостей, газов, уход скважинной жидкости. Существующие средства ликвидации несплошностей достаточно успешно проявляют себя на начальной стадии образования несплошностей. Однако по мере старения скважин и увеличения размеров и количества несплошностей их ремонт даже с заливкой цементным раствором или другими тампонирующими веществами становится не эффективным, а эксплуатация скважины становится невозможной. В предложенном изобретении решается задача добычи нефти механизированным способом из скважин с несплошностями эксплуатационной колонны при сохранении дебита скважины, который был в отсутствие несплошностей. Задача решается следующим образом.

Анализируют компоновку скважины, определяют диаметр эксплуатационной колонны и рассчитывают, с какими максимальными диаметрами в эксплуатационной колонне возможно разместить концентрично, т.е. одна в другой, две колонны насосно-компрессорных труб. Рассчитывают диаметр малой колонны насосно-компрессорных труб и по диаметру подбирают штанговый насос максимальной для такого диаметра производительностью. Сравнивают дебит скважины, имевшийся до отрицательного проявления несплошностей, с дебитом, способным быть достигнутым штанговым насосом, размещенным в малой колонне насосно-компрессорных труб. При примерном совпадении показателей проводят дальнейшие работы.

В скважине в эксплуатационной колонне определяют место самой низко расположенной несплошности. В скважину спускают первую колонну насосно-компрессорных труб с пакером, имеющую диаметр, максимально приближающийся к диаметру эксплуатационной колонны. Размещают пакер ниже несплошности эксплуатационной колонны, устанавливают пакер. Внутри первой колонны насосно-компрессорных труб спускают вторую малую колонну насосно-компрессорных труб диаметром, максимально приближающимся к диаметру первой колонны насосно-компрессорных труб. Малую колонну насосно-компрессорных труб снабжают штанговым насосом. В качестве штангового насоса в малой колонне подбирают штанговый насос, обеспечивающий дебит скважины, бывший до проявления отрицательного воздействия несплошностей и до проведения работ согласно описанному ниже.

При столь длительной эксплуатации скважины неизбежно наступает высокая степень обводненности добываемой нефти. Фактически скважина начинает добывать нефтяную эмульсию, имеющую высокую вязкость. Добыча такой нефтяной эмульсии не вызывает затруднений при применении электроцентробежного насоса большого диаметра или при использовании штангового насоса большой производительности, т.е. большого диаметра. Переход к насосу малого диаметра при сохранении прежнего дебита и прежней производительности не всегда возможен вследствие невозможности насосом малого диаметра перекачивать вязкую жидкость так же, как и насосом большого диаметра. Снизить вязкость нефтяной эмульсии возможно, разрушив ее, т.е. добавив деэмульгатор в нефтяную эмульсию. Для обеспечения работоспособности нового насоса с устья скважины по внутренним стенкам первой колонны насосно-компрессорных труб дозируют (закачивают) деэмульгатор. Проводят технологическую выдержку для разделения в скважине нефтяной эмульсии на воду и нефть и образования водной среды на входе в насос. Технологическую выдержку возможно совмещать с операциями по спуску-подъему технологического оборудования в скважине. Если этого времени недостаточно, то выдержку продолжают до разделения нефтяной эмульсии на нефть и воду и образования водной фазы вблизи уровня насоса.

С устья скважины по внутренней стенке первой колонны насосно-компрессорных труб дозируют деэмульгатор, Запускают насос в работу. Уровень жидкости в скважине поддерживают вблизи уровня насоса. При этом деэмульгатор успевает разрушить нефтяную эмульсию в насосе, образовать две фазы, т.е. воду и нефть, обладающие в отдельности меньшей вязкостью, чем нефтяная эмульсия.

В качестве деэмульгатора могут быть использованы Реапон-ИК-2, Доуфакс-70, Диссолван-4490 и другие.

Пример конкретного выполнения

Эксплуатируют нефтедобывающую скважину. Скважина снабжена эксплуатационной колонной диаметром 146 мм. В скважине на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм на глубине 1198 м размещен штанговый глубинный насос. Дебит скважины составляет 13 м³/сут. Через 22 года эксплуатации обводненность добываемой продукции достигла 97%. Вязкость добываемой нефтяной эмульсии составляет 29 мПа*с (вязкость нефти в пластовых условиях). При этом через несплошности в эксплуатационной колонне в скважину поступает вода, нарушая в сторону увеличения обводненность добываемой продукции. Определяют местоположение несплошностей. Ремонтируют скважину. Три проведенных ремонта с закачкой в несплошности цементного раствора не привели к ликвидации несплошностей. Принято решение о дублировании эксплуатационной колонны.

Останавливают скважину. В скважине в эксплуатационной колонне определяют место самой низко расположенной несплошности, которая находится на глубине 1165-1175 м. В скважину спускают первую колонну насосно-компрессорных труб с пакером, имеющую диаметр 89 мм, максимально приближающийся к диаметру эксплуатационной колонны. Размещают пакер ниже нарушения сплошности эксплуатационной колонны на 1301 м, устанавливают пакер. Внутри первой колонны насосно-компрессорных труб спускают вторую малую колонну насосно-компрессорных труб диаметром 48 мм, максимально приближающимся к диаметру первой колонны насосно-компрессорных труб. Малую колонну насосно-компрессорных труб снабжают штанговым насосом типа 15-125-ТНМ-11-4-4. В качестве штангового насоса в малой колонне подбирают штанговый насос, обеспечивающий дебит скважины, бывший до проведения работ, т.е. 13 м³/сут. Проводят технологическую выдержку для разделения в скважине нефтяной эмульсии на воду и нефть и образования водной среды на входе в насос. В данном случае продолжительность спуско-подъемных операций по извлечению из скважины старого насоса, спуска первой колонны насосно-компрессорных труб с пакером и второй колонны насосно-компрессорных труб с насосом оказалось достаточным для разделения нефтяной эмульсии в скважине на нефть и воду и образования водной среды на входе в насос.

Для обеспечения работоспособности нового насоса с устья скважины по внутренним стенкам первой колонны насосно-компрессорных труб дозируют (закачивают) деэмульгатор Реапон-ИК-2 в количестве от 200 г/тонну добываемой продукции. Запускают насос в работу. Уровень жидкости в скважине поддерживают вблизи уровня насоса. Допускается кратковременное снижение уровня жидкости ниже уровня насоса.

В результате удается сохранить дебит скважины и исключить влияние несплошностей эксплуатационной колонны на обводненность добываемой продукции.

Применение предложенного способа позволит решить задачу добычи нефти механизированным способом при сохранении дебита скважины.

Claims

Способ эксплуатации скважины, включающий спуск в скважину первой колонны насосно-компрессорных труб с пакером, размещение пакера ниже несплошности эксплуатационной колонны, постановку пакера, спуск второй малой колонны насосно-компрессорных труб внутри первой колонны насосно-компрессорных труб с пакером, отбор пластовой продукции по второй малой колонне насосно-компрессорных труб, отличающийся тем, что для проведения работ по эксплуатации выбирают скважину, добывающую нефтяную эмульсию с малым дебитом, способным быть воспроизведенным штанговым насосом в малой колонне насосно-компрессорных труб, в качестве насоса в малой колонне насосно-компрессорных труб подбирают штанговый насос, обеспечивающий дебит скважины, бывший до проведения работ, монтируют оборудование в скважине, проводят технологическую выдержку для разделения в скважине нефтяной эмульсии на воду и нефть и образования водной среды на входе в насос, с устья скважины по внутренней стенке первой колонны насосно-компрессорных труб дозируют деэмульгатор, запускают в работу насос, а уровень жидкости в скважине поддерживают вблизи уровня насоса.