Способ эксплуатации добывающей скважины
PRODUCTION WELL OPERATION METHOD

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающей скважины.
Известен способ разработки пласта с высоковязкой нефтью (патент RU № 2405929, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.12.2010 Бюл. № 34), включающий спуск в обсадную колонну концентрично расположенных колонн труб, наружная из которых выполнена теплоизолированной и спущена ниже глубины начала кристаллизации парафина, с установкой пакера выше продуктивного пласта, подачу теплоносителя по межтрубному пространству, подъем нефти по запакерованной колонне труб, по которой также подают химреагенты и теплоноситель при обработке призабойной зоны пласта, причем внутреннюю колонну труб изготавливают сборной, состоящей из верхней части внутренней колонны труб с нижним ниппелем и хвостовика с пакером, выполненным проходным, которые спускают и устанавливают в скважине перед спуском колонн труб, причем верхнюю часть внутренней колонны труб оснащают дополнительно погружным насосом и размещенным ниже канала с регулируемым давлением клапаном, которые сообщают внутреннее пространство верхней части с внутренним пространством наружной теплоизолированной колонны труб при определенном давлении, спускают верхнюю часть внутренней колонны труб до герметичного входа ниппеля в проход пакера, причем закачку теплоносителя осуществляют в теплоизолированную наружную колонну труб с отбором теплоносителя через затрубное пространство, отбор нефти осуществляют по внутренней колонне труб при помощи погружного насоса, для закачки теплоносителя в пласт изолируют затрубное пространство на устье и при достижении определенного давления открывания клапана теплоноситель через каналы и по внутренней колонне труб продавливают в призабойную зону пласта, для закачки химреагентов верхнюю часть внутренней колонны труб приподнимают до выхода ниппеля из прохода пакера, а химреагенты подают через наружную колонну труб, проход пакера и хвостовик внутренней колонны труб в призабойную зону пласта.
Недостатками способа являются сложность реализации (спуска, подъема, ремонта и т.п.) из-за наличия концентричных труб, что также приводит к уменьшению производительности насоса из-за необходимости уменьшения его диаметра и, как следствие, невозможности работы в высоко производительных скважинах.
Наиболее близким по технической сущности является способ эксплуатации добывающей скважины (патент RU № 2713287, МПК Е21В 43/12, Е21B 33/13, E21B 43/27, опубл. 04.02.2020 Бюл. № 4), включающий спуск и герметичную посадку в эксплуатационной колонне выше продуктивного пласта пакера с патрубком, выполненным с возможностью герметичного взаимодействия со спускаемым с устья ниппелем, спуск в скважину на штангах штангового глубинного насоса – ШГН с замком на цилиндре до герметичного взаимодействия с замковой опорой, отбор продукции пласта, излечение ШГН, спуск лифтовых труб, оснащенных ниппелем, до герметичного взаимодействия с патрубком и закачку рабочего агента в пласт по лифтовым трубам, последующий спуск ШГН и отбор продукции пласта, причем у лифтовых труб перед спуском патрубок пакера оснащают замковой опорой и направляющим конусом сверху, а ниппель – замком под замковую опору, причем ШГН спускают в эксплуатационную колонну после технологической выдержки рабочего агента в пласте и излечения лифтовых труб, при этом ШГН применяют в виде вставного штангового насоса с цилиндром заданного диаметра, размещенным на патрубке, связанном с обсадной колонной и обеспечивающем расширение функциональных возможностей.
Недостатками данного способа являются большие временные затраты на обработку пласта, связанные с необходимостью извлечения на штангах ШГН и пуска лифтовых труб для закачки рабочего агента и/или реагентов.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа эксплуатации добывающей скважины, позволяющего производить закачку рабочего агента и/или реагентов сразу после остановки ШГН по колонне обсадных труб за счет наличия проходного канала в пакере.
Техническая задача решается способом эксплуатации добывающей скважины, включающим спуск и герметичную посадку в эксплуатационной колонне выше продуктивного пласта пакера с патрубком, выполненным с возможностью герметичного взаимодействия со спускаемым с устья ниппелем, спуск в скважину на штангах штангового глубинного насоса – ШГН с замком на цилиндре до герметичного взаимодействия с замковой опорой, отбор продукции пласта, остановку ШГН и закачку рабочего агента и/или реагентов в продуктивный пласт.
Новым является то, что перед спуском пакер оснащают проходным продольным каналом, остающимся открытым после установки пакера в эксплуатационной колонне и оснащенным подпружиненным клапаном, выполненным с возможностью удерживания в закрытом состоянии при удержании столба жидкости выше пакера, а при закачке рабочего агента и/или реагентов в продуктивный пласт в эксплуатационной колонне создают избыточное давление для открытия подпружиненного клапана и перетока рабочего агента и/или реагентов из надпакерного пространства эксплуатационной колонны в подпакерное и далее в продуктивный пласт.
На фиг. 1 изображена схема реализации способа после установки ШГН в скважине.
Способ эксплуатации добывающей скважины включает спуск и герметичную посадку в эксплуатационной колонне 1 скважины выше продуктивного пласта 2 пакера 3 с патрубком 4, оснащенным замковой опорой 5 и направляющим конусом 6 сверху. Осуществляют спуск в скважину 1 на штангах 7 ШГН 8 с замком 9 на цилиндре 10 до герметичного взаимодействия замка 9 с замковой опорой 5 с последующим отбором продукции пласта 2. Перед спуском пакер 3 оснащают проходным продольным каналом 11, остающимся открытым после установки пакера в эксплуатационной колонне 1 и оснащенным подпружиненным клапаном 12, выполненным с возможностью удерживания в закрытом состоянии при удержании столба жидкости выше пакера (в надпакерном пространстве 13). Канал 11 может быть выполнен в конструкции пакера 3 как в манжете (не показана), так и в корпусе (не показан) в виде отверстия (например, кабельного канала) или жёсткого патрубка (не показан) в манжете (аналогично каналу под геофизические приборы) – авторы на это не претендуют. Полученный канал 11 при помощи свинчивания, сварки, вклейки, оснащают подпружиненным клапаном 12, силу прижатия которого предварительно регулируют (например, в лабораторных или цеховых условиях) для возможности удержания столба жидкости в надпакерном пространстве 13, который образуется при поднятии скважинной жидкости насосом 8 по эксплуатационной колонне 1.
Для проведения дополнительных технологических операций (например, для обработки призабойной зоны пласта 2, водоизоляционных работ или т.п.) в пласте 2, связанных с закачкой рабочего агента (воды, минерализованной воды, воды с поверхностно-активными веществами – ПАВ и/или т.п.) и/или реагентов (кислотных составов, глинистого раствора, цементного раствора и/или т.п.), работу ШГН останавливают. После чего в эксплуатационной колонне 1 создают избыточное давление для открытия подпружиненного клапана 12 перетока рабочего агента и/или реагентов из надпакерного пространства 13 эксплуатационной колонны 1 в подпакерное 14, и далее закачки в продуктивный пласт 2.
После закачки необходимого объема рабочего агента и/или реагентов в продуктивный пласт 2 давление в надпакерном пространстве 13 снижают, клапан 12 закрывается, изолируя надпакерное пространство 13 от подпакерного 14. Вымывают при необходимости реагенты из надпакерного пространства 13 и после технологической выдержки (при необходимости реагирования реагентов в пласте 2) запускают ШГН в работу при помощи штанг 7, поднимая продукцию пласта 2 на поверхность.
Так как для проведения работ в закачке рабочего агента и/или реагентов в продуктивный пласт 2 не требуется извлечение ШГН 8 с штангами 7 и спуска лифтовых труб (не показаны), то экономится от 30 мин. (для неглубоких скважин – до 150 м) до 7 часов (для скважин глубиной – 1600 – 2000 м), это без учета необходимых технологических выдержек.
Предлагаемый способ эксплуатации добывающей скважины позволяет производить закачку рабочего агента и/или реагентов сразу после остановки ШГН по колонне обсадных труб за счет наличия проходного канала в пакере, что, как следствие, экономит большое количество рабочего времени.