Способ эксплуатации скважины

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, добывающей вязкую нефтяную эмульсию. Технический результат - повышение эффективности добычи вязкой нефтяной эмульсии. По способу скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб со штанговым глубинным насосом. Упомянутая колонна имеет также хвостовик с фильтром, нагревательный кабель на наружной поверхности от устья до штангового глубинного насоса, капиллярный скважинный трубопровод 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. По капиллярному скважинному трубопроводу прокачивают смесь растворителя асфальтеносмолопарафиновых отложений «Интат» и деэмульгатора «Рекод». Соотношение деэмульгатора и растворителя принимают (1:18)-(1:22). В качестве нагревательного кабеля используют кабель с максимальной температурой нагрева до 105°C и максимальной мощностью до 60 кВт·ч. 1 пр., 1 ил.

 

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.

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/м3 эмульсии, а деэмульгатора «Рекод» - порядка 150 г/м3, т.е. на 140 л растворителя «Интат» приходится порядка 7 л деэмульгатора «Рекод».

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 м3 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.

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 м3 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/м3. 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.

Способ эксплуатации скважины, заключающийся 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.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам для добычи высоковязкой нефти. Способ освоения и эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) со скважинным насосом с силовым кабелем и капиллярной трубки, спущенной в скважину параллельно с силовым кабелем и закрепленной на наружной поверхности НКТ клямсами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки залежи высоковязкой нефти или битума. Технический результат - увеличение охвата пласта воздействием, увеличение уровня добычи высоковязкой нефти и битума с одновременным снижением материальных затрат и энергозатрат.

(57) Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - оптимизация работы горизонтальной скважины, снижение энергетических затрат на ее эксплуатацию, увеличение ширины полезной зоны охвата влияния добывающей горизонтальной скважины, снижение доли газов в составе добываемой продукции, увеличение выработанности запасов нефтеносной залежи.

Группа изобретений относится к области газодобычи и конкретно к выделению и сбору природного газа из залежей газогидратов, локализованных в придонных участках океанического шельфа и в зоне вечной мерзлоты.

Группа изобретений относится к топливно-энергетическому комплексу и может быть использована для добычи нефти и газа при разработке сланцевых нефтегазоносных залежей.

Изобретение относится к области добычи нефти и, в частности, к стимулированию ее добычи. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти на выработанных месторождениях с повышением безопасности добычи.

Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к добыче нефти из подземных нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти за счет выравнивания приемистости подземных неоднородных формирований со значительными температурными градиентами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к термическим способам добычи высоковязкой нефти или битума. Способ разработки месторождения нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины включает строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта созданием паровой камеры и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения нефти, обладающей аномально высокой вязкостью. Технический результат - повышение коэффициента извлечения пластовой нефти на 7-9%, равномерный прогрев пласта по высоте.

Изобретение относится к области добычи газа, нефти и выщелачиванию микроэлементов из сланцевых месторождений и может быть использовано для разработки сланцевых месторождений, максимально приближенных к развитым инфраструктурам мегаполисов.

Группа изобретений относится к выработке и аккумулированию биогенного газа в анаэробной геологической формации, содержащей углеродсодержащий материал. Технический результат - повышение эффективности добычи биогенного газа.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам для добычи высоковязкой нефти. Способ освоения и эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) со скважинным насосом с силовым кабелем и капиллярной трубки, спущенной в скважину параллельно с силовым кабелем и закрепленной на наружной поверхности НКТ клямсами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки залежи высоковязкой нефти или битума. Технический результат - увеличение охвата пласта воздействием, увеличение уровня добычи высоковязкой нефти и битума с одновременным снижением материальных затрат и энергозатрат.

Изобретение относится к извлечению тяжелой нефти из подземного месторождения. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения включает: закачивание наноэмульсии типа масло-в-воде в одну или более нагнетательных скважин, извлечение указанной тяжелой нефти из одной или более эксплуатационных скважин, где указанную наноэмульсию получают способом, включающим: получение однородной смеси (1) вода/нефтепродукт, отличающейся поверхностным натяжением не выше 1 мН/м, содержащей воду в количестве от 65% масс.

Группа изобретений относится к добыче тяжелых углеводородов. Технический результат - максимизация разжижения тяжелой нефти и, как следствие, максимизация ее извлечения.

Изобретение относится к композициям и способам для обработки подземного пласта. Способ включает вытеснение первого флюида на углеводородной основе, присутствующего в необсаженном интервале ствола скважины, вторым флюидом, контактирование второго флюида с кислым природным пластовым флюидом с образованием третьего флюида, где второй флюид содержит водную жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и поверхностно-активное вещество ПАВ на основе амина, выбранное так, что указанное контактирование протонирует, по меньшей мере, часть ПАВ с образованием третьего флюида, включающего эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, обратимо диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости, где по меньшей мере 40 об.% каких-либо твердых веществ, не относящихся к проппанту, присутствующих во флюиде, являются водорастворимыми при рН меньше чем или равном 6,5, а ПАВ имеет указанную структуру.

Предложение относится к способам разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. В способе разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающем последовательную закачку через нагнетательную скважину водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора ПАВ, до закачки в пласт суспензии определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе и минерализацию воды, в воде с минерализацией 0,15-40 г/л в качестве ПАВ используют ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля при следующем соотношении компонентов, мас.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи, и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости нефтяных пластов.

Изобретение относится к области добычи нефти и, в частности, к стимулированию ее добычи. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти на выработанных месторождениях с повышением безопасности добычи.

Настоящее изобретение относится к получению эмульсий нефть-в-воде с низкой вязкостью при выполнении операций с нефтью. Способ уменьшения кажущейся вязкости углеводородной текучей среды, встречающейся при добыче и транспортировке нефти, включает приведение в контакт указанной углеводородной текучей среды с эффективным количеством композиции, содержащей, по меньшей мере, один полимер, содержащий по меньшей мере 25 мольных процентов катионных мономеров.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритока в добывающих скважинах, а также может быть использована для ликвидации зон поглощений при ремонте добывающих и нагнетательных скважин. Сухая смесь содержит сополимер акриламида и акриловой кислоты - 71,4-83,3 мас.%, параформ - 10,0-17,8 мас.% и резорцин - 6,3-11,4 мас.% или сополимер акриламида и акриловой кислоты - 69,5-82,5 мас.%, параформ - 9,5-17,7 мас.%, резорцин - 6,1-10,6 мас.% и аэросил - 0,9-3,0 мас.%. Гелеобразующий состав готовят при помощи растворения любой из указанных смесей в воде. Причем гелеобразующий состав без аэросила может быть получен также внесением параформа в воду сразу после сополимера акриламида и акриловой кислоты, а резорцина - после полного растворения сополимера акриламида и акриловой кислоты. Получаемый гелеобразующий состав содержит сополимер акриламида и акриловой кислоты - 0,17-0,80 мас.%, параформ - 0,03-0,20 мас.%, резорцин - 0,02-0,12 мас.%, вода - остальное или сополимер акриламида и акриловой кислоты - 0,17-0,80 мас.%, параформ - 0,03-0,20 мас.%, резорцин - 0,02-0,12 мас.%, аэросил - 0,01-0,03 мас.%, вода - остальное. Техническим результатом является повышение эффективности и технологичности гелеобразующего состава за счет обеспечения растворимости в воде используемой для его приготовлении сухой смеси, упрощения приготовления состава, при высокой механической и термической стойкости. 3 н.п. ф-лы, 3 табл., 5 ил., 8 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, добывающей вязкую нефтяную эмульсию. Технический результат - повышение эффективности добычи вязкой нефтяной эмульсии. По способу скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб со штанговым глубинным насосом. Упомянутая колонна имеет также хвостовик с фильтром, нагревательный кабель на наружной поверхности от устья до штангового глубинного насоса, капиллярный скважинный трубопровод 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. По капиллярному скважинному трубопроводу прокачивают смесь растворителя асфальтеносмолопарафиновых отложений «Интат» и деэмульгатора «Рекод». Соотношение деэмульгатора и растворителя принимают -. В качестве нагревательного кабеля используют кабель с максимальной температурой нагрева до 105°C и максимальной мощностью до 60 кВт·ч. 1 пр., 1 ил.

Наверх