СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ
WELL OPERATION METHOD

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подаче рабочего агента в интервал бокового ствола скважины.
Известен способ спуска прибора в скважину, оборудованную скважинным штанговым насосом, описанный при работе устройства для спуска. Для исследования скважин их оборудуют эксцентричной планшайбой, служащей для прижатия колонны насосно-компрессорных труб к одной стороне стенки обсадной колонны. К нижнему концу колонны насосно-компрессорных труб ниже насоса устанавливают хвостовик, выполненный в виде посаженного на насосно-компрессорную трубу с возможностью свободного вращения вокруг своей оси патрубка, к которому жестко прикреплено кольцо с наружным диаметром, меньшим внутреннего диаметра обсадной колонны на величину не более диаметра скважинного прибора [Авторское свидетельство СССР №1346771, опубл. 21.10.1988].
При реализации данного способа спуска прибора в скважину из-за наличия наклонов и изгибов в стволе скважины часто наблюдается образование зазора между выступом хвостовика и стенкой обсадной колонны и, как следствие, происходит захлестывание кабеля в этом зазоре. Указанный недостаток может быть вызван или наличием остаточной деформации кабеля в виде спирали пружины, или провисанием кабеля при посадке прибора на забой.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является 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, прототип].
К причинам, препятствующим достижению технического результата при использовании известного устройства, относится то, что в известном устройстве не обеспечивается возможность доставки объекта в боковой ствол многоствольной скважины, т.е. с помощью этого устройства можно подать объект в скважину, которая не имеет боковых ответвлений.
В предложенном изобретении решается задача обеспечения доставки оборудования и подачи технологической жидкости в боковой ствол скважины.
Задача решается способом эксплуатации скважины, заключающимся 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.
Сущность изобретения
При эксплуатации скважины с боковым стволом в эксплуатационной колонне могут происходить отложения солей, асфальтенов, парафинов и т.п. Это снижает дебит жидкости и вызывает выход из строя глубинно-насосного оборудования. Для предотвращения отложений возникает необходимость подачи ингибитора отложений к интервалу перфорации. Задача усложняется, если скважина имеет боковой ствол, через который осуществляют добычу нефти. В предложенном способе решается задача обеспечения доставки оборудования и подачи технологической жидкости в боковой ствол скважины. Задача решается следующим образом.
Собирают компоновку, представленную на фиг.1.
В скважину 1 спускают перо 2 с перемычкой 3, перфорированный патрубок 4, нижнюю колонну насосно-компрессорных труб 5, патрубок 6 с боковым отверстием 7 и заглушку 8. Конец скважинного трубопровода 9 пропускают через боковое отверстие 7 патрубка 6, закрепляют в поршне 10, имеющем внутренний канал 11 и центральное отверстие 12 и имеющем наружный диаметр 13, обеспечивающий зазор 3-4 мм между поршнем 10 и внутренней поверхностью нижней колонны насосно-компрессорных труб 5. По нижней колонне насосно-компрессорных труб 5 прокачивают жидкость, например воду, под действием которой перемещают поршень 10 и вместе с ним и скважинный трубопровод 9 до упора в перемычку 3 пера 2. Выше заглушки 7 крепят фильтр 14, глубинный насос 15 и верхнюю колонну насосно-компрессорных труб 16. Спускают компоновку в скважину с размещением пера 2, перфорированного патрубка 4 и нижней колонны насосно-компрессорных труб 5 в боковом стволе 17 скважины 1. При спуске скважинный трубопровод 9 закрепляют на наружной поверхности верхней колонны насосно-компрессорных труб 16.
Нижнюю колонну насосно-компрессорных труб 5 выбирают расчетной длины, равной расстоянию от местоположения глубинного насоса 15 до заданного интервала перфорации 18 в боковом стволе 17.
Для протекания технологической жидкости при соединении образуют сообщение внутреннего пространства скважинного трубопровода 9 и внутреннего канала 11 и центрального отверстия 12 в поршне 10.
Посредством глубинного насоса 15 через фильтр 14 и верхнюю колонну насосно-компрессорных труб 16 отбирают нефть, через скважинный трубопровод 9, внутренний канал поршня 11, центральное отверстие 12 в поршне 10, зазор между поршнем 10 и стенками нижней колонны насосно-компрессорных труб 16 и перфорированный патрубок 4 закачивают в заданный интервал бокового ствола 17 технологическую жидкость.
Пример конкретного выполнения
Эксплуатируют нефтедобывающую скважину с боковым стволом. Эксплуатация скважины осложнена отложениями солей, поступающих, в частности, из бокового ствола вместе с добываемой нефтью. Для эксплуатации скважины собирают компоновку в соответствии с фиг.1 и фиг.2.
Интервал перфорации 18 в боковом стволе 17 находится на глубине от 1338 до 1342 м. Компоновку в скважине 1 размещают так, что перо 2 и перфорированный патрубок 4 находятся на глубине 1337-1338 м. В скважину 1 спускают перо 2 с перемычкой 3. Нижняя колонна насосно-компрессорных труб 5 имеет внутренний диаметр 50 мм, поршень 10 имеет наружный диаметр 13, равный 47 мм. Нижнюю колонну насосно-компрессорных труб 5 выбирают длиной 416 м, т.е. равной расстоянию от местоположения глубинного насоса 15 до интервала перфорации 18 в боковом стволе 17.
Посредством глубинного насоса 15 через фильтр 14 и верхнюю колонну насосно-компрессорных труб 15 отбирают нефть с дебитом 12 т/сут. Через скважинный трубопровод 9 диаметром 4 мм, внутренний канал поршня 11, центральное отверстие 12 в поршне 10, зазор между поршнем 10 и стенками нижней колонны насосно-компрессорных труб 16 и перфорированный патрубок 4 закачивают в заданный интервал бокового ствола 17 ингибитор солеотложений марки СНПХ 53-12 с расходом 25 г/т.
При эксплуатации скважины в течение 2 лет не отмечено образования солеотложений на стенках скважины и глубинно-насосном оборудовании.
Применение предложенного способа позволит решить задачу обеспечения доставки оборудования и подачи технологической жидкости в боковой ствол скважины.