СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ
WELL OPERATION METHOD

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, добывающей вязкую нефтяную эмульсию.
Известен способ эксплуатации скважины, описанный в устройстве для транспортировки приборов в скважине, содержащем корпус со стопорными элементами, ограничителями хода и приводом с винтом и гайкой с закрепленными на ней опорными элементами, причем устройство снабжено пружиной, кольцом, а гайка привода выполнена разжимной, подпружинена и охвачена кольцом, установленным с возможностью взаимодействия при перемещении с ограничителем хода [Авторское свидетельство СССР №1465549, опубл. 15.03.1989].
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ эксплуатации скважины, заключающийся в том, что спускают в скважину перо с перемычкой, перфорированный патрубок, нижнюю колонну насосно-компрессорных труб расчетной длины, равной расстоянию от местоположения глубинного насоса до заданного интервала в боковом стволе, патрубок с боковым отверстием и заглушку, конец скважинного трубопровода пропускают через боковое отверстие патрубка, закрепляют в поршне, имеющем внутренний канал и боковое отверстие и имеющем наружный диаметр, обеспечивающий зазор 3-4 мм между поршнем и внутренней поверхностью нижней колонны насосно-компрессорных труб для протекания технологической жидкости, при соединении образуют сообщение внутреннего пространства скважинного трубопровода и внутреннего канала и бокового отверстия в поршне, по нижней колонне насосно-компрессорных труб прокачивают жидкость, под действием которой перемещают поршень и вместе с ним и скважинный трубопровод до упора в перемычку пера, к заглушке крепят фильтр, глубинный насос и верхнюю колонну насосно-компрессорных труб, спускают компоновку в скважину с размещением пера, перфорированного патрубка и нижней колонны насосно-компрессорных труб в боковом стволе скважины, при спуске скважинный трубопровод закрепляют на наружной поверхности верхней колонны насосно-компрессорных труб, посредством глубинного насоса через верхнюю колонну насосно-компрессорных труб отбирают нефть, через скважинный трубопровод, внутренний канал поршня, боковое отверстие в поршне, зазор между поршнем и стенками нижней колонны насосно-компрессорных труб и перфорированный патрубок закачивают в заданный интервал бокового ствола технологическую жидкость. В качестве технологической жидкости применяют ингибитор солеотложений (патент РФ №2461700, опубл. 20.09.2012 - прототип).
Общим недостатком известных технических решений является невозможность добывать вязкую нефтяную эмульсию.
В предложенном изобретении решается задача добычи вязкой нефтяной эмульсии.
Задача решается способом эксплуатации скважины, заключающимся в том, что скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб с штанговым глубинным насосом, с хвостовиком с фильтром, с нагревательным кабелем на наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб от устья до штангового глубинного насоса, с капиллярным скважинным трубопроводом на наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб от устья до глубины ниже штангового глубинного насоса с входом во внутреннюю полость хвостовика, при эксплуатации скважины одновременно отбирают пластовую продукцию по колонне насосно-компрессорных труб посредством штангового глубинного насоса, по нагревательному кабелю пропускают электрический ток, а по капиллярному скважинному трубопроводу прокачивают смесь растворителя асфальтеносмолопарафиновых отложений «Интат» и деэмульгатора «Рекод», при этом соотношение деэмульгатора и растворителя принимают (1:18)-(1:22), а в качестве нагревательного кабеля используют кабель с максимальной температурой нагрева до 105°C и максимальной мощностью до 60 кВт·ч.
Сущность изобретения
При эксплуатации скважины, добывающей вязкую нефтяную эмульсию с динамической вязкостью порядка 20000-25000 мПа·с, наблюдается периодическое зависание штанговой колонны. Для возобновления эксплуатации производят расхаживание штанговой колонны, уменьшая число оборотов электродвигателя, однако желаемого результата это не приносит - штанговая колонна зависает. При добавлении растворителя нефти в затрубное пространство с проработкой на закрытую циркуляцию удается несколько увеличить отбор жидкости, но эффект остается минимальным.
Для обеспечения возможности добывать вязкую нефтяную эмульсию согласно предложенному способу скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб с штанговым глубинным насосом, с хвостовиком с фильтром, с нагревательным кабелем на наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб от устья до штангового глубинного насоса, с капиллярным скважинным трубопроводом на наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб от устья до глубины ниже штангового глубинного насоса с входом во внутреннюю полость хвостовика.
На фиг. 1 представлена применяемая компоновка.
На фиг. 1 приняты следующие обозначения: 1 - эксплуатационная колонна, 2 - колонна насосно-компрессорных труб, 3 - нагревательный кабель, 4 - капиллярный трубопровод, 5 - штанговый глубинный насос, 6 - хвостовик, 7 - патрубок с отверстием для ввода капиллярного трубопровода, 8 - фильтр, 9 - патрубок.
При эксплуатации скважины одновременно отбирают пластовую продукцию в виде вязкой нефтяной эмульсии по колонне насосно-компрессорных труб 2 посредством штангового глубинного насоса 5, по нагревательному кабелю 3 пропускают электрический ток и нагревают пластовую продукцию внутри колонны насосно-компрессорных труб 2, а по капиллярному скважинному трубопроводу 4 прокачивают смесь растворителя асфальтеносмолопарафиновых отложений «Интат» и деэмульгатора «Рекод» и вводят ее во внутреннюю полость хвостовика 6 ниже штангового глубинного насоса 5.
Вход во внутреннюю полость хвостовика капиллярного скважинного трубопровода выполняют ниже штангового глубинного насоса на глубине, достаточной для полного растворения в нефтяной эмульсии смеси растворителя асфальтеносмолопарафиновых отложений «Интат» и деэмульгатора «Рекод» и максимального снижения вязкости нефтяной эмульсии при подъеме пластовой продукции от входа во внутреннюю полость хвостовика до штангового глубинного насоса.
3
3
Соотношение растворителя асфальтеносмолопарафиновых отложений «Интат» и деэмульгатора «Рекод» в смеси зависит от вязкости нефти в нефтяной эмульсии, от обводненности, от количества асфальтеносмолопарафиновых компонентов в нефти, от температуры в скважине и интенсивности нагрева кабелем. Соотношение для каждой скважины подбирают опытным путем. Для нефтяной эмульсии с вязкостью порядка 28000 мПа·с средний расход растворителя «Интат» составляет 3 л/м эмульсии, а деэмульгатора «Рекод» - порядка 150 г/м, т.е. на 140 л растворителя «Интат» приходится порядка 7 л деэмульгатора «Рекод».
3
Соотношение деэмульгатора «Рекод» и растворителя «Интат» составляет (1:18)-(1:22), оптимально 1:20. Оптимальный удельный расход растворителя «Интат» с добавлением деэмульгатора «Рекод» составляет 3-5 литров на 1 м скважинной продукции.
Растворитель «Интат» выпускается по ТУ 2458-187-83459339-2009, представляет собой композицию на основе неионогенного блок-сополимера окиси этилена и пропилена (активная основа) в органическом растворителе, представляет собой однородную жидкость от светло-коричневого до темно-коричневого цвета. Изначально предназначен для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений из нефтяных скважин и призабойной зоны пласта.
Реагент «Рекод» выпускается по ТУ 2458-004-48680808-ОП-00 с изм. 1-5. Реагент «Рекод» - однородная жидкость от бесцветного до светло-коричневого цвета. Представляет собой водорастворимый деэмульгатор. Изначально предназначен для разрушения высоковязких водонефтяных эмульсий с большим содержанием смол и парафинов.
Капиллярный скважинный трубопровод представляет собой трубку с внутренним диаметром порядка 5 мм.
В качестве нагревательного кабеля используют кабель с максимальной температурой нагрева порядка 100-105°C и максимальной мощностью до 60 кВт·ч.
Пример конкретного выполнения
Скважину оборудуют компоновкой согласно фиг. 1. Спускают штанговый глубинный насос 275-ТНМ на глубину 900 м на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм, хвостовик из насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм с фильтром штангового глубинного насоса с точкой отбора на глубине 1538 м, привод насоса осуществляют посредством штанг (не показаны) диаметром 25 мм сорт 1 «Д-супер», капиллярный скважинный трубопровод с внутренним диаметром 5 мм размещают на колонне насосно-компрессорных труб и спускают до глубины 1200 м с возможностью подачи реагента во внутреннюю полость хвостовика, нагревательный кабель СПКУ 3*10 размещают на колонне насосно-компрессорных труб до глубины 900 м с максимальной температурой нагрева 105°C, максимальной мощностью 60 кВт·ч.
При эксплуатации скважины одновременно отбирают пластовую продукцию по колонне насосно-компрессорных труб 2 посредством штангового глубинного насоса 5, по нагревательному кабелю 3 пропускают электрический ток и нагревают пластовую продукцию внутри колонны насосно-компрессорных труб 2, а по капиллярному скважинному трубопроводу 4 прокачивают растворитель нефти и вводят его во внутреннюю полость хвостовика 6 ниже штангового глубинного насоса 5.
3
3
Вязкость добываемой пластовой продукции в виде вязкой нефтяной эмульсии на протяжении эксплуатации скважины в зависимости от содержания попутно добываемой воды увеличивалась и достигала предельных значений 22500 сСт. После внедрения предлагаемой компоновки производили подачу смеси растворителя «Интат» и реагента «Рекод» с удельным расходом 3-5 литров на 1 м жидкости во внутреннюю полость хвостовика на глубине 1200 м. Параллельно использовали нагрев жидкости кабелем СПКУ 3*10, благодаря чему удалось добиться увеличения температуры на устье до 25-27°C. При этом в пробах со скважины значения вязкости эмульсии стали меньше в 3 раза, так как выделялась свободная вода, а связанной оставалось 2-3%. Средний расход растворителя «Интат» с добавлением деэмульгатора «Рекод» составил 140 л/сут. или 3,8 л/м. Средний расход электроэнергии по нагревательному кабелю составил 429 кВт·ч в сутки.
В результате применения предложенных мероприятий удалось полностью исключить зависание колонны штанг, достичь в короткие сроки необходимых параметров работы скважины и вывода ее на режим.
Применение предложенного способа позволит решить задачу добычи вязкой нефтяной эмульсии.