Способ эксплуатации добывающей скважины
OPERATING METHOD OF PRODUCTION WELL

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающей скважины.
Известно устройство для теплового воздействия на пласт с тяжелой и битуминозной нефтью (патент RU № 2395677, МПК E21B 43/24, опубл. 27.07.2010 в Бюл. № 21), включающее устьевую обвязку скважины, колонну труб с пакером, установленным над продуктивным пластом, и установленным внизу тарельчатым клапаном, дополнительную колонну труб с центраторами и боковыми каналами внизу, концентрично вставленную в колонну труб с герметизацией в нижней части выше каналов и с возможностью взаимодействия с тарельчатым клапаном, при этом выше герметизации в дополнительной колонне труб выполнено кольцевое сужение под вставной плунжерный насос, имеющий возможность спуска на насосных штангах в дополнительную колонну и герметичной установки в кольцевом сужении после прекращения закачки теплоносителя, при этом дополнительная колонна труб оборудована клапанным узлом, выполненным с возможностью перекрытия боковых каналов дополнительной колонны труб и их открытия при взаимодействии с тарельчатым клапаном.
Этим устройством реализуется способ эксплуатации добывающей скважины, включающий спуск эксплуатационную колонну скважины колонны труб в компоновке с цилиндром, пакером и тарельчатым клапаном снизу, посадку пакера, спуск в колонну труб дополнительной колонны труб с центраторами до упора нижнего заглушенного торца полого плунжера  на тарельчатый клапан, при этом полый плунжер располагают во внутренней полости цилиндра с герметизацией за счет уплотнительных колец полого плунжера, при этом нижний торец клапанного узла, находящийся на нижнем конце полого плунжера дополнительной колонны труб, взаимодействует с тарельчатым клапаном и открывает тарельчатый клапан, отверстия клапанного узла совмещаются с боковыми отверстиями дополнительной колонны труб и подпакерное пространство скважины сообщается с пространством внутри дополнительной колонны труб, закачивают с устья скважины разогретый теплоноситель по дополнительной колонне труб, после закачки теплоносителя расчетного объема устанавливают плунжер вставного плунжерного насоса  в кольцевое сужение, выполненное в дополнительной колонне труб, и запускают в работу привод посредством насосных штанг, соединенных с вставным плунжерным насосом, и производят отбор разогретой тяжелой и битуминозной нефти по дополнительной колонне труб из продуктивного пласта скважины, через определенный промежуток времени отключают привод вставного плунжерного насоса и приподнимают плунжер вставного плунжерного насоса посредством насосных штанг из кольцевого сужения дополнительной колонны труб, опять закачивают расчетный объеме теплоносителя и циклы отбора и закачки повторяют.
Недостатками данного способа являются сложность и дороговизна реализации способа из-за необходимости применения специального сложного и дорогостоящего оборудования и при выходе из строя цилиндра насоса и/или тарельчатого клапана необходимо извлечение всей компоновки со срывом пакера из скважины, что приводит к большим непродуктивным затратам времени.
Наиболее близким по технической сущности является способ герметизации эксплуатационной колонны нефтью (патент RU № 2670816, МПК E21B 33/10, опубл. 28.11.2018 в Бюл. № 34), включающий спуск в эксплуатационную колонну скважины пакера на посадочном инструменте, посадку пакера в эксплуатационной колонне ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента, причем на устье скважины собирают компоновку снизу вверх: заглушенный снизу контейнер с твердым реагентом, перфорированный патрубок, пакер, разъединительное устройство, механический скребок, шаблон, посадочный инструмент, производят спуск компоновки на посадочном инструменте в эксплуатационную колонну с шаблонированием эксплуатационной колонны до глубины на 50 м ниже интервала посадки пакера, после чего механическим скребком производят зачистку внутренних стенок эксплуатационной колонны на 15 м выше и на 15 м ниже интервала посадки пакера, после чего размещают пакер так, чтобы он располагался в интервале посадки ниже интервала нарушения эксплуатационной колонны, но выше продуктивного пласта, производят посадку пакера и определяют герметичность посадки пакера закачкой в продуктивный пласт жидкости до его насыщения с последующим снятием кривой восстановления уровня жидкости в затрубном пространстве, после чего отстыковывают разъединительное устройство и извлекают из эксплуатационной колонны ниппель разъединительного устройства, скребок, шаблон и посадочный инструмент, затем на устье скважины собирают и спускают в эксплуатационную колонну компоновку снизу вверх: ниппель разъединительного устройства, опрессовочное седло, колонну лифтовых труб с замковой опорой вставного штангового глубинного насоса - ШГН, причем лифтовую колонну труб спускают до глубины, не доходя 2 м до корпуса разъединительного устройства, сбрасывают шарик в колонну лифтовых труб и опрессовывают колонну лифтовых труб на 9,0 МПа, затем обратной промывкой подачей жидкости в затрубное пространство вымывают шарик из колонны лифтовых труб, доспускают колонну лифтовых труб и производят стыковку ниппеля в корпусе разъединительного устройства, с устья скважины спускают в лифтовую колонну труб плунжер ШГН на колонне штанг, производят посадку плунжера ШГН в замковой опоре и запускают ШГН в работу.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за работы только с низкодебитными скважинами, так как насос вставляется в лифтовые трубы, что значительно снижает рабочий диаметр цилиндра и плунжера, сложность реализации, так как осуществляется периодический контроль герметичности лифтовых труб опрессовкой, при этом при закачке возможет прорыв рабочего агента в надпакерную полость скважины из-за отсутствия фиксации ниппеля в патрубке пакера. При этом применение лифтовых труб, в которые спускается насос, увеличивает стоимость работ при спуске глубинного насосного оборудования (ГНО).
Технической задачей предлагаемого изобретения являются создание способа эксплуатации добывающей скважины, позволяющего расширить функциональные возможности за счет увеличения диапазона рабочих диаметров цилиндра и поршня вставного насоса, упростить реализацию из-за исключения применения лифтовых труб при добыче и периодической их опрессовки, также позволяет исключить прорыв рабочего агента в надпакерную полость за счет фиксации ниппеля в замковой опоре.
Техническая задача решается способом эксплуатации добывающей скважины, включающим спуск и герметичную посадку в эксплуатационной колонне выше продуктивного пласта пакера с патрубком, выполненный 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 закачки рабочего агента в пласт по лифтовым трубам, последующий спуск ШГН и отбор продукции пласта.
Новым является то, что перед спуском патрубок пакера оснащают замковой опорой и направляющим конусом сверху, а ниппель – замком под замковую опору, причем ШГН спускают эксплуатационную колонну после технологической выдержки рабочего агента в пласте и излечения лифтовых труб, а ШГН применяют в виде вставного штангового насоса с цилиндром заданного диаметра, размещенным на патрубке, связанным с обсадной колонной и обеспечивающим расширение функциональных возможностей.
Новым также является то, что в качестве рабочего агента используют кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта или водоизоляционных работ.
На фиг. 1 изображена схема добычи продукции пласта.
На фиг. 2 изображена оборудование, остающееся в скважине, после извлечения ШГН.
На фиг. 3 изображена схема для реализации закачки рабочего агента в пласт по лифтовым трубам
Способ эксплуатации добывающей скважины 1 (фиг. 2) включает спуск и герметичную посадку в эксплуатационной колонне скважины 1 выше продуктивного пласта 2 пакера 3 с патрубком 4, оснащенным замковой опорой 5 и направляющим конусом 6 сверху. Осуществляют спуск в скважину 1 (фиг. 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. Для проведения дополнительных технологических операций (например, для обработки призабойной зоны пласта 2, водоизоляционных работ или т.п.) в пласте 2 производят излечение на штангах 7 ШГН 8, спуск лифтовых труб 11 (фиг. 3), оснащенных ниппелем 12 и замком 13, до герметичного взаимодействия с патрубком 4 и закачки рабочего агента в пласт по лифтовым трубам 11. Замок 13 в замковой опоре 5 при закачке рабочего агента не позволяет приподниматься лифтовым трубам 11 и выбрасывать рабочий агент в надпакерное пространство. В качестве рабочего агента могут использовать, например, кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта или водоизоляционных работ. После технологической выдержки рабочего агента в пласте 2 извлекают лифтовые трубы 11. Потом осуществляют спуск ШГН 8 (фиг. 1) на штангах 7 для отбора продукции пласта 2. Так как ШГН 8 вставляется только в патрубок 4, то его можно использовать с увеличенным внутренним диаметром цилиндра 10, что позволяет использовать способ для добычи из более продуктивного пласта 2, чем в наиболее близком аналоге. Патрубок 4 (фиг. 2) ниже пакера 3 может оснащаться фильтром 14. Направляющий конус 6 предназначен для упрощения попадания при спуске в скважину 1 в патрубок 4 цилиндра 10 (фиг. 1) ШГН 8 или ниппеля 12 (фиг. 3) лифтовых труб 11.
Конструктивные элементы могут быть любыми, в том числе и выполненными по ГОСТ 31835-2012, авторы на это не претендуют. На технологические операции, связанные с закачкой рабочего агента и технологической выдержкой, авторы не претендуют.
Предлагаемый способ эксплуатации добывающей скважины позволяет расширить функциональные возможности за счет увеличения диапазона рабочих диаметров цилиндра и поршня вставного насоса, упростить реализацию из-за исключения применения лифтовых труб при добыче и периодической их опрессовки, также позволяет исключить прорыв рабочего агента в надпакерную полость за счет фиксации ниппеля в замковой опоре. Все это в совокупности приводит к экономии средств на реализацию способа.