способ эксплуатации скважины

Формула изобретения

Способ эксплуатации скважины, включающий свабирование и насосную эксплуатацию, отличающийся тем, что колонну насосно-компрессорных труб с перфорацией ниже пакера устанавливают с упором на забой, пакером, установленным выше перфорации на колонне насосно-компрессорных труб, разделяют продуктивные пласты, свабируют нижний продуктивный пласт на малой скорости подъема сваба, проводят распакеровку, заполняют зону под пакером раствором соляной кислоты, устанавливают пакер, продавливают раствор соляной кислоты в нижний продуктивный пласт, проводят технологическую выдержку, свабируют на высокой скорости подъема сваба до снижения уровня жидкости в скважине до 600-800 м, свабируют на малой скорости подъема сваба до появления притока из нижнего продуктивного пласта, свабируют на высокой скорости подъема сваба, проводят распакеровку, колонну насосно-компрессорных труб с перфорацией выше пакера устанавливают с упором на забой, пакером, установленным ниже перфорации на колонне насосно-компрессорных труб, разделяют продуктивные пласты, свабируют верхний продуктивный пласт на малой скорости подъема сваба, заполняют зону над пакером раствором соляной кислоты, продавливают раствор соляной кислоты в верхний продуктивный пласт, проводят технологическую выдержку, свабируют на высокой скорости подъема сваба до снижения уровня жидкости в скважине до 600-800 м, свабируют на малой скорости подъема сваба до появления притока из верхнего продуктивного пласта, свабируют на высокой скорости подъема сваба, поднимают компоновку из скважины, спускают глубинно-насосное оборудование и эксплуатируют скважину в циклическом режиме "работа насоса - технологическая выдержка", после чего переходят к эксплуатации скважины в режиме "постоянная работа насоса".

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, вскрывшей многопластовую залежь.

Известен способ добычи нефти, согласно которому периодически откачивают нефть из скважины свабированием с изливом нефти в передвижную емкость. Свабирование ведут с перепуском газа из пространства над свабом в межтрубное пространство скважины. Скорость снижения уровня жидкости в скважине поддерживают не более скорости, при которой на забое создается давление, меньшее давления разгазирования нефти (патент РФ №2268354, опублик. 2006.01.20).

Недостатком способа является отбор нефти преимущественно из одного продуктивного пласта, как правило, с большим пластовым давлением, в то время как прочие продуктивные пласты остаются не охваченными воздействием. Продуктивность скважины невелика.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины в карбонатном коллекторе, включающий спуск в скважину заглушенной снизу колонны насосно-компрессорных труб с фильтровым патрубком и пакером с установкой фильтрового патрубка выше подошвы продуктивного пласта на 2-4 м. Циркуляцией прокачивают через скважину 10-15%-ный раствор соляной кислоты в объеме 10-20 объемов затрубного пространства. Перекрывают на устье скважины колонну насосно-компрессорных труб, и через затрубное пространство продавливают в продуктивный пласт 10-15%-ный раствор соляной кислоты легкой нефтью с расходом 24-35 м³/сут и при давлении на устье на колонне насосно-компрессорных труб 0,8-1,2 МПа. Открывают на устье скважины колонну насосно-компрессорных труб и повторно циркуляцией прокачивают через скважину 10-15%-ный раствор соляной кислоты в объеме 10-20 объемов затрубного пространства с отбором вытесненной легкой нефти в бункер. Повторно перекрывают на устье скважины колонну насосно-компрессорных труб и через затрубное пространство продавливают в продуктивный пласт 10-15%-ный раствор соляной кислоты легкой нефтью с расходом 24-35 м³/сут и при давлении на устье на колонне насосно-компрессорных труб 0,8-1,2 МПа. Операции прокачки и продавки повторяют. При выполнении последней операции продавливают легкой нефтью все оставшееся количество кислоты. Производят посадку пакера выше интервала продуктивного пласта. Проводят технологическую выдержку в течение 1-2 ч для реагирования кислоты. По колонне насосно-компрессорных труб производят свабирование с интенсивностью 70-100 м³/сут. В течение 24-48 ч поднимают из скважины подземное оборудование, спускают винтовой насос и запускают скважину в эксплуатацию (патент РФ №2266405, опублик. 2005.12.20 - прототип).

Известный способ пригоден для скважины, вскрывшей однопластовую нефтяную залежь. При применении на скважине, вскрывшей многопластовую нефтяную залежь, способ позволяет увеличить продуктивность только одного пласта, как правило, с наибольшим пластовым давлением, в результате чего продуктивность скважины остается невысокой.

В предложенном изобретении решается задача увеличения продуктивности скважины, вскрывшей многопластовую нефтяную залежь.

Задача решается тем, что в способе эксплуатации скважины, включающем свабирование и насосную эксплуатацию, согласно изобретению, колонну насосно-компрессорных труб с перфорацией ниже пакера устанавливают с упором на забой, пакером, установленным выше перфорации на колонне насосно-компрессорных труб, разделяют продуктивные пласты, свабируют нижний продуктивный пласт на малой скорости подъема сваба, проводят распакеровку, заполняют зону под пакером раствором соляной кислоты, устанавливают пакер, продавливают раствор соляной кислоты в нижний продуктивный пласт, проводят технологическую выдержку, свабируют на высокой скорости подъема сваба до снижения уровня жидкости в скважине до 600-800 м, свабируют на малой скорости подъема сваба до появления притока из нижнего продуктивного пласта, свабируют на высокой скорости подъема сваба, проводят распакеровку, колонну насосно-компрессорных труб с перфорацией выше пакера устанавливают с упором на забой, пакером, установленным ниже перфорации на колонне насосно-компрессорных труб, разделяют продуктивные пласты, свабируют верхний продуктивный пласт на малой скорости подъема сваба, заполняют зону над пакером раствором соляной кислоты, продавливают раствор соляной кислоты в верхний продуктивный пласт, проводят технологическую выдержку, свабируют на высокой скорости подъема сваба до снижения уровня жидкости в скважине до 600-800 м, свабируют на малой скорости подъема сваба до появления притока из верхнего продуктивного пласта, свабируют на высокой скорости подъема сваба, поднимают компоновку из скважины, спускают глубино-насосное оборудование и эксплуатируют скважину в циклическом режиме "работа насоса - технологическая выдержка", после чего переходят к эксплуатации скважины в режиме "работа насоса".

Признаками изобретения являются:

1) свабирование;

2) насосная эксплуатация;

3) установка колонны насосно-компрессорных труб с перфорацией ниже пакера с упором на забой;

4) разделение пакером, установленным выше перфорации на колонне насосно-компрессорных труб, продуктивных пластов;

5) свабирование нижнего продуктивного пласта на малой скорости подъема сваба;

6) распакеровка;

7) заполнение зоны под пакером раствором соляной кислоты;

8) установка пакера;

9) продавка раствора соляной кислоты в нижний продуктивный пласт;

10) технологическая выдержка;

11) свабирование на высокой скорости подъема сваба до снижения уровня жидкости в скважине до 600-800 м;

12) свабирование на малой скорости подъема сваба до появления притока из нижнего продуктивного пласта;

13) свабирование на высокой скорости подъема сваба;

14) распакеровка;

15) установка колонны насосно-компрессорных труб с перфорацией выше пакера с упором на забой;

16) пакером, установленным ниже перфорации на колонне насосно-компрессорных труб, разделение продуктивных пластов;

17) свабирование верхнего продуктивного пласта на малой скорости подъема сваба;

18) заполнение зоны над пакером раствором соляной кислоты;

19) продавка раствора соляной кислоты в верхний продуктивный пласт;

20) технологическая выдержка;

21) свабирование на высокой скорости подъема сваба до снижения уровня жидкости в скважине до 600-800 м;

22) свабирование на малой скорости подъема сваба до появления притока из верхнего продуктивного пласта;

23) свабирование на высокой скорости подъема сваба;

24) подъем компоновки из скважины;

25) спуск глубино-насосного оборудования;

26) эксплуатация скважины в циклическом режиме "работа насоса - технологическая выдержка";

27) эксплуатация скважины в режиме "работа насоса".

Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3 - 27 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При эксплуатации скважины, вскрывшей многопластовую нефтяную залежь, возникает необходимость повышать продуктивность нефтяных пластов. При одновременном воздействии на пласты воздействие оказывается, в основном, на один пласт, а второй остается не охваченным воздействием. Особенно заметно это проявляется при свабировании, когда воздействию поддается только один пласт с большим пластовым давлением. При этом продуктивность скважины остается невысокой.

В предложенном изобретении решается задача увеличения продуктивности скважины, вскрывшей многопластовую нефтяную залежь. Задача решается следующим образом.

При эксплуатации скважины, вскрывшей многопластовую нефтяную залежь, проводят свабирование и насосную эксплуатацию. Свабированию подвергают продуктивные пласты поочередно, начиная с нижнего. Для этого колонну насосно-компрессорных труб с перфорацией ниже пакера устанавливают с упором на забой. Пакером, установленным выше перфорации на колонне насосно-компрессорных труб, разделяют продуктивные пласты. Свабируют нижний продуктивный пласт на малой скорости подъема сваба. Проводят распакеровку, циркуляцией заполняют зону под пакером раствором соляной кислоты, устанавливают пакер и продавливают раствор соляной кислоты в нижний продуктивный пласт. Проводят технологическую выдержку в течение 2-3 ч. Свабируют на высокой скорости подъема сваба до снижения уровня жидкости в скважине до 600-800 м, переходят к свабированию на малой скорости подъема сваба до появления притока из нижнего продуктивного пласта, затем свабируют на высокой скорости подъема сваба и проводят распакеровку. Колонну насосно-компрессорных труб с перфорацией выше пакера устанавливают с упором на забой, пакером, установленным ниже перфорации на колонне насосно-компрессорных труб, разделяют продуктивные пласты. Свабируют верхний продуктивный пласт на малой скорости подъема сваба, заполняют зону над пакером раствором соляной кислоты, продавливают раствор соляной кислоты в верхний продуктивный пласт, проводят технологическую выдержку в течение 2-3 ч, свабируют на высокой скорости подъема сваба до снижения уровня жидкости в скважине до 600-800 м, свабируют на малой скорости подъема сваба до появления притока из верхнего продуктивного пласта, свабируют на высокой скорости подъема сваба. Поднимают компоновку из скважины, спускают глубино-насосное оборудование и эксплуатируют скважину на щадящем циклическом режиме "работа насоса в течение 1-3 сут - технологическая выдержка с остановкой работы насоса в течение 1-3 сут". После установления неизменного дебита переходят к эксплуатации скважины в режиме "постоянная работа насоса".

Малой скоростью подъема сваба является скорость порядка 1,5-2,5 м/с, высокой скоростью подъема сваба является скорость порядка 4,5-5,5 м/с.

Как правило, после такого воздействия продуктивность скважины возрастает с 1-3 до 7-20 м³/сут.

Пример конкретного выполнения

Эксплуатируют скважину, вскрывшую многопластовую нефтяную залежь. Свабированию подвергают продуктивные пласты поочередно, начиная с нижнего. Для этого колонну насосно-компрессорных труб с перфорацией ниже пакера устанавливают с упором на забой. Пакером, установленным выше перфорации на 10 м на колонне насосно-компрессорных труб, разделяют продуктивные пласты. Свабируют нижний продуктивный пласт на скорости подъема сваба 2 м/с. Проводят распакеровку, циркуляцией заполняют зону под пакером 12%-ным раствором соляной кислоты, устанавливают пакер и продавливают раствор соляной кислоты в нижний продуктивный пласт. Проводят технологическую выдержку в течение 3 ч. Свабируют на скорости подъема сваба 5 м/с до снижения уровня жидкости в скважине до 700 м, переходят к свабированию на скорости подъема сваба 2 м/с до появления притока из нижнего продуктивного пласта, затем свабируют на скорости подъема сваба 5 м/с и проводят распакеровку. Колонну насосно-компрессорных труб с перфорацией выше пакера устанавливают с упором на забой. Пакером, установленным ниже перфорации на 2 м на колонне насосно-компрессорных труб, разделяют продуктивные пласты. Свабируют верхний продуктивный пласт на скорости подъема сваба 2 м/с, заполняют зону над пакером 12%-ным раствором соляной кислоты, продавливают раствор соляной кислоты в верхний продуктивный пласт, проводят технологическую выдержку в течение 2 ч, свабируют на скорости подъема сваба 5 м/с до снижения уровня жидкости в скважине до 700 м, свабируют на скорости подъема сваба 2 м/с до появления притока из верхнего продуктивного пласта, свабируют на скорости подъема сваба 5 м/с. Поднимают компоновку из скважины, спускают глубино-насосное оборудование и эксплуатируют скважину в циклическом режиме "работа насоса в течение 2 сут - технологическая выдержка с остановкой работы насоса в течение 2 сут" в течение 20 сут. После чего переходят к эксплуатации скважины в режиме "постоянная работа насоса".

Продуктивность скважины возросла с 1 до 11 м ³/сут, тогда как по прототипу в аналогичных условиях продуктивность скважины оказывается порядка 4-5 м³/сут.

Применение предложенного способа позволит повысить продуктивность скважины, вскрывшей многопластовую нефтяную залежь.