E21B43 - Способи або пристрої для видобутку нафти, газу, води, розчинних або плавких речовин або корисних копалин у вигляді шламу із свердловин (застосовувані тільки для видобутку води E03B, видобуток нафти з нафтоносних відкладень, розчинних або плавких речовин із застосуванням гірської техніки E21C 41 / 00; насоси F04)
Використання: в нафтогазовидобувній промисловості для експлуатації свердловини з високов'язкої нафтою. Мета - підвищення ефективності роботи глибинно-насосного обладнання в глибоких свердловинах з високов'язкої нафтою. Суть винаходу: в свердловину спускають підйомну 1 і промивальну 2 колони. Між ними встановлюють порожнистий циркуляційний клапан 3 і переводник 4 з опорним сідлом 5 для вставного глибинного насоса. Башмак промивної колони 2 встановлюють на рівні нафтового пласта 13. Всередину підйомної колони 1 спускають на насосних штангах насос з хвостовиком так, щоб хвостовик не дійшов до промивного клапана 3. За допомогою зворотного промивання гарячим агентом промивають свердловину від пробки зі смоли і парафіну. Після цього насос опускають на опорне сідло 5 і хвостовиком відкривають циркуляційний клапан 3. Проводять відкачування нафти з затрубного простору 15 через циркуляційні вікна 8 в корпусі 7 клапана 3. 2 з.п. ф-ли, 2 мул.
Винахід відноситься до нафтогазовидобувної промисловості, а саме до способів і пристроїв для експлуатації свердловин з високов'язкої нафтою.
В процесі простоїв свердловини (відключення ел.енергії і ін.) Нафту, що заповнює стовбур свердловини, приймає температуру навколишнього масиву гірських порід. Тому в середній частині по глибині свердловини і особливо у верхній температура може бути нижче температури кристалізації парафіну, смол, асфальтенів і ін., Що впали в осад смоли осідають вниз і закупорюють нижню частину стовбура свердловини. При спробі запустити свердловину в роботу, як правило, це не вдається. Глибинний насос відкачує всю нафту, що знаходиться в затрубному просторі вище прийому насоса, і захлинається. Так як рідина знизу не надходить, то насос перестає подавати зі свердловини нафту.
Відомий спосіб експлуатації свердловини з високов'язкої нафтою, що полягає в спуску підйомної колони, спуску в неї глибинного вставного насоса, промивання свердловини гарячим агентом і відкачування нафти насосом (1).
Так як при даному способі нижня частина стовбура свердловини не провал, то що залишилися нижче прийому насоса пробки зі смоли, парафіну і асфальтенів не дають можливості відновитися дебіт свердловини. Для промивки свердловини можна підйомну колону допустити до забою і промити свердловину на всю глибину, але така додаткова операція вимагає значного часу. При цьому також відбувається випадання смолистих та ін. І відновити колишній дебіт не вдається.
Метою даного винаходу є підвищення ефективності роботи глибинно-насосного обладнання в свердловинах з високосмолістой нафтою.
Ця мета досягається тим, що у відомому способі експлуатації свердловини з високов'язкої нафтою, що включає спуск підйомної колони, спуск в неї глибинного вставного насоса, промивання свердловини гарячої нафтою і відкачування нафти насосом, до підйомної колоні підвішують промивальну колону з установкою її черевика на рівні нафтового пласта , промивання роблять на всю глибину свердловини, а перед запуском насоса відкривають циркуляційні вікна у верхній частині промивної колони.
Відомо пристрій для здійснення відомого способу, що включає підйомну колону і глибинний вставною насос з хвостовиком (2).
Пристрій не дозволяє промити свердловину на всю її глибину. В результаті нижче прийому насоса залишаються пробки з смолистої частини нафти, свердловина не очищається належним чином, і глибинно-насосне обладнання працює неефективно.
Метою даного винаходу є підвищення ефективності роботи глибинно-насосного обладнання в свердловинах з високов'язкої нафтою.
Ця мета досягається тим, що у відомому пристрої для здійснення способу експлуатації свердловини з високов'язкої нафтою, воно додатково містить промивальну колону, підвішену до підйомної колоні, між підйомною і промивної колонами встановлено порожнистий циркуляційний клапан з можливістю його відкриття при посадці вставного глибинного насоса в опорний сідло .
На фіг.1 зображено пристрій для здійснення запропонованого способу в момент промивки свердловини перед запуском глибинного насоса; на фіг.2 - то ж, в момент роботи глибинного вставного насоса.
Пристрій містить підйомну колону 1 і промивальну колону 2, між якими встановлено порожнистий циркуляційний клапан 3 і переводник 4 з опорним сідлом 5 для насоса 6.
Циркуляційний клапан 3 має корпус 7 з циркуляційними вікнами 8, перекритими подпружиненной за допомогою пружини 9 втулкою 10, що взаємодіє з хвостовиком 11 вставного глибинного насоса 6.
Нижній кінець пружини 9 спирається на буртик 12, наявний в нижній частині корпусу 7 клапана 3, а верхній її кінець - в нижній торець втулки 10.
Нижній кінець промивної колони 2 встановлений на рівні нафтового пласта 13. Верхня частина підйомної колони 1 обв'язана з експлуатаційною колоною 14. До затрубному простору 15 свердловини приєднана викидна лінія 16.
У хвостовику 11 насоса 6 є бічні вікна 17, через які надходить зі свердловини рідина на прийом насоса 6.
Можливі й інші варіанти кріплення вставного насоса 6, наприклад за допомогою цангового захоплення або гідравлічно замкненими камери і т.д. Але вимога при цьому одне - при посадці насоса 6 в вузол його кріплення хвостовик 11 повинен відкрити циркуляційні вікна 8 клапана 3.
Пропонований спосіб із застосуванням названого вище пристрої здійснюють наступним чином.
Спосіб випробували на свердловині глибиною 4200 Монастирищенського нафтового родовища. Обсадна колона 146 мм. Нафтовий горизонт в інтервалі 4107-4130 м. У нафти смол до 20%.
У свердловину спустили промивальну колону 2 з НКТ 60,3 мм, довжиною 2164 м і підйомну колону 1 довжиною 1946 м з НКТ 73 мм. Між ними встановили циркуляційний клапан 3 і переводник 4. Всередину НКТ 73 мм на насосних штангах спустили глибинний вставною насос 6. Запустили насос 6. Після відкачування нафти в обсязі затрубного простору 15 від гирла свердловини до прийому насоса 6 подача рідини з свердловини припинився. Це вказувало на те, що насос 6 відкачав всю рідину з затрубного простору 15 до прийому насоса 6, а з пласта 13 нафту не надходить, що говорило про закупорці нижній частині стовбура свердловини пробкою з смоли і парафіну.
Для очищення свердловини від осаду зі смоли і парафіну насос 6 підняли так, щоб хвостовик 11 вийшов з циркуляційного клапана 3 і втулка 10 піднялася вгору і перекрила вікна 8. Після цього до викидний лінії 16 під'єднали агрегат і через затрубний простір прокачали гарячу нафту в обсязі одного циклу (см.фіг.1). Гаряча нафту розчинила осіли в затрубному просторі смоли і винесла їх на поверхню. Після закінчення процесу прокачування нафти насос 6 знову опустили вниз до посадки в опорний сідло 5. При цьому хвостовик 11 насоса 6 перемістив втулку 10 вниз і відкрив циркуляційні вікна 8 клапана 3. Насос 6 пустили в роботу. Так як порожнину втулки 10 майже повністю перекрита хвостовиком 11, то нафта (рідина) з затрубного простору 15 в насос 6 надходила через циркуляційні вікна 8 і бічні вікна 17 в хвостовику 11. Так як перетин затрубного простору 15 нижче насоса 6 при застосуванні пропонованого пристрою багато менше, ніж при експлуатації відомими способами (у відомих немає промивної колони 2 і свердловина працює всім перетином експлуатаційної колони 14), то нафта з пласта 13 надходить швидше і не встигає охолодитися настільки, щоб з неї могли оса датися смоли і парафінисті речовини. Тому експлуатація свердловини і робота глибинно-насосного обладнання проходить в кращих умовах.
При необхідності проведення нової промивання свердловини насос 6 зупиняють і піднімають його так, щоб хвостовик 11 вийшов з втулки 10 і виробляють її промивку, як описано вище.
При експлуатації свердловини пропонованим способом припинилися випадки незапуска глибинно-насосного обладнання (насос 6) і за рахунок цього досягнуто збільшення дебіту свердловини на 18%.
Техніко-економічні переваги запропонованого способу і пристрою: 1. Збільшується міжремонтний період роботи свердловини, так як відпадає потреба в ремонті її для запуску глибинних насосів 6.
2. Збільшується дебіт свердловин за рахунок поліпшення умов підйому нафти до насоса 6.
3. Впровадження пропозиції спрощує роботу промислового персоналу так як відпадає потреба в організації ремонтних робіт по свердловинах.
Спосіб прийнятий до випробування його на промислах, що мають видобуток високов'язкої нафти, НГВУ п.о. "Укрнафта".
1. Спосіб експлуатації свердловини з високов'язкої нафтою, що включає спуск в свердловину підйомної колони, установку в ній на опорне сідло вставного глибинного насоса, подальшу промивку свердловини гарячим агентом і відкачування нафти насосом, який відрізняється тим, що, з метою підвищення ефективності способу при використанні його в глибоких свердловинах, підйомну колону обладнують промивної, башмак якої розміщують на рівні нафтового пласта, а перед посадкою вставного насоса в опорний сідло виробляють промивку свердловини гарячим агентом на глибин спущених підйомної і промивочкой колон, після чого опускають насос в опорний сідло і запускають його в роботу.
2. Пристрій для експлуатації свердловини з високов'язкої нафтою, що містить підйомну колону з опорним сідлом для розміщення на ньому вставного глибинного насоса з хвостовиком, що відрізняється тим, що, з метою підвищення ефективності при використанні його в глибоких свердловинах, воно забезпечене промивної колоною, встановленої в нижній частини підйомної колони, і розміщеним між ними порожнистим циркуляційним клапаном, розташованим з можливістю його відкриття при посадці вставного глибинного насоса в опорний сідло.