СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ Российский патент 2011 года по МПК E21B43/18 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, снабженной электроцентробежным насосом.

Известна установка для эксплуатации скважины, которая включает пакер в промежутке между пластами, колонну труб с всасывающим клапаном и радиальными отверстиями для сообщения с межтрубным пространством выше пакера и электроцентробежный насос. Электроцентробежный насос снабжен наружным герметизирующим кожухом, выполненным с возможностью изолирования приема насоса от межтрубного пространства и гидравлического соединения его с полостью колонны труб ниже насоса. Выше насоса на колонне труб установлена цилиндрическая камера, имеющая внутренние уплотнительные кольца, опорное седло, радиальные отверстия для сообщения с межтрубным пространством и внутреннюю кольцевую проточку на уровне радиальных отверстий. В цилиндрической камере размещен съемный штуцерный узел с осевым сквозным проходным каналом, снабженный захватным элементом, наружным уплотнительным кольцом и калиброванными радиальными сменными штуцерами в средней его части. В нижней части штуцерного узла смонтирован пружинный замок для фиксации его в опорном седле цилиндрической камеры. На выкидной линии скважины размещена система изменения расхода жидкости (Патент РФ №2335625, опубл. 10.10.2008).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ эксплуатации скважины, в котором ведут раздельную откачку из верхнего продуктивного пласта нефти на дневную поверхность верхним насосом, установленным на максимальной рабочей высоте режима эксплуатации, и воды в водонасыщенную подошвенную область пласта или нижележащий водопоглощающий пласт нижним электроцентробежным насосом, обращенным вниз и имеющим снизу хвостовик с пакером, установленным над кровлей водопоглощающего пласта или в подошвенной области пласта. Соотношение производительностей нижнего и верхнего насосов подбирают в зависимости от соотношения количества поступающей в скважину воды и нефти. Общую производительность насосов подбирают из условия гравитационного разделения пластовой жидкости в скважине на нефть и воду и откачки нижним насосом воды, не содержащей нефти. Между верхним и нижним насосами на рабочей глубине режима депрессии размещают средний электроцентробежный насос с производительностью, большей производительности верхнего насоса. Периодически меняют режим эксплуатации скважины на режим депрессии, для чего отключают верхний насос и включают средний и нижний насосы. Предварительно перфорируют водонасыщенную подошвенную область пласта или водопоглощающий пласт ниже водонефтяного контакта на расстоянии не менее 5 м. В колонне насосно-компрессорных труб между насосами выполняют две группы отверстий. Нижнюю группу отверстий размещают выше перфорации продуктивного пласта на расстоянии в пределах от 50 до 100 м. Верхнюю группу отверстий размещают на расстоянии от нижней группы отверстий в пределах от 50 до 300 м (Патент РФ №2382181, опубл. 20.02.2010 - прототип).

Известные технические решения обеспечивают минимизацию обводненности добываемой продукции из нефтенасыщенного пласта скважины и содержания нефти в закачиваемой в водонасыщенную подошвенную область пласта или нижние горизонты попутно добываемой воде, однако минимизация обводненности достигается за счет откачки воды, а не за счет изменения обводненности добываемой продукции.

В предложенном изобретении решается задача снижения обводненности добываемой продукции.

Задача решается тем, что в способе эксплуатации скважины, включающем спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и пакером и отбор жидкости из скважины, согласно изобретению, колонну насосно-компрессорных труб снабжают пакером, размещенным над насосом, заменяют насос на насос, имеющий больший напор, спускают колонну насосно-компрессорных труб в скважину на глубину, соответствующую высоте столба жидкости, поднимаемой замененным насосом, устанавливают пакер и отбирают жидкость из-под пакера.

Сущность изобретения

При эксплуатации добывающей скважины всегда стремятся добывать больше нефти и меньше попутной воды. Решению этого вопроса способствуют работы по изоляции водопритоков в скважину. Однако это длительный и дорогостоящий процесс, к тому же приводящий к временному решению, а иногда и малоэффективный. Технические решения по разделению потоков жидкостей в скважине и закачке попутной воды в нижележащие горизонты обеспечивают минимизацию обводненности добываемой продукции из нефтенасыщенного пласта скважины, однако минимизация обводненности достигается за счет откачки воды, а не за счет изменения обводненности добываемой продукции. В предложенном изобретении решается задача снижения обводненности добываемой продукции. Задача решается следующим образом.

После эксплуатации нефтедобывающей скважины, снабженной колонной насосно-компрессорных труб и электроцентробежным насосом, поднимают насос из скважины и заменяют насос на насос с большим напором или увеличивают напор применяемого насоса. На колонне насосно-компрессорных труб над насосом размещают пакер. Спускают колонну насосно-компрессорных труб с насосом и пакером в скважину на максимальную глубину, с которой насос способен поднимать жидкость к устью скважины. Устанавливают пакер. Отбирают жидкость из-под пакера.

Под пакером создается давление, меньшее, чем без пакера. Пакер ликвидирует давление столба жидкости межтрубного пространства на интервал перфорации, околоскважинную зону и пласт. Насос отбирает жидкость из-под пакера и создает депрессию на пласт. Поскольку противодавления на пласт нет, то создается режим откачки жидкости, близкий к форсированному. При таком режиме отсутствует противодавление не только на высокопроницаемые, но и на низкопроницаемые зоны и пропластки. Жидкость в скважину поступает не только из высокопроницаемых, но и из низкопроницаемых зон и пропластков. За счет поступления нефти из низкопроницаемых зон и пропластков обводненность добываемой продукции снижается.

Замена насоса на насос с большим напором позволяет разместить насос на большей глубине, а следовательно еще больше уменьшить противодавление на пласт, в большей степени создать депрессию на пласт и повысить эффект снижения обводненности добываемой продукции.

Пример конкретного выполнения

Эксплуатируют нефтедобывающую скважину с интервалом перфорации продуктивного пласта на глубине 1720 м, снабженную колонной насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм и электроцентробежным насосом марки УЭЦН 5-50 с напором 1400 м. Насос размещен на глубине 1260 м. Дебит скважины составляет 60 т/сут. Обводненность добываемой продукции составляет 60%.

Поднимают из скважины колонну насосно-компрессорных труб и заменяют насос на электроцентробежный насос марки УЭЦН 5-50 с напором 1900 м. Над насосом на колонне насосно-компрессорных труб размещают пакер. Спускают колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и пакером в скважину на глубину 1500 м. Устанавливают пакер. Запускают насос в работу и отбирают жидкость из скважины с дебитом 56 т/сут. Постепенно обводненность добываемой продукции достигает 40%. Скважину эксплуатируют на установившемся режиме.

Применение предложенного изобретения позволит решить задачу снижения обводненности добываемой продукции.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, снабженной электроцентробежным насосом. Обеспечивает снижение обводненности добываемой продукции. Сущность изобретения: по способу при эксплуатации скважины ведут спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и отбор жидкости из скважины. Колонну насосно-компрессорных труб снабжают пакером, размещенным над насосом, заменяют насос на насос, имеющий больший напор. Спускают колонну насосно-компрессорных труб в скважину на глубину, соответствующую высоте столба жидкости, поднимаемой замененным насосом. Устанавливают пакер и отбирают жидкость из-под пакера.

Способ эксплуатации скважины, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и отбор жидкости из скважины, отличающийся тем, что колонну насосно-компрессорных труб снабжают пакером, размещенным над насосом, заменяют насос на насос, имеющий больший напор, спускают колонну насосно-компрессорных труб в скважину на глубину, соответствующую высоте столба жидкости, поднимаемой замененным насосом, устанавливают пакер и отбирают жидкость из-под пакера.