СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при добыче нефти.

Известен способ эксплуатации скважины, в котором 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 (Патент РФ №2425963, опубл. 10.08.2011).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ добычи высоковязкой нефти из наклонно направленной скважины методом циклической закачки пара в пласт, включающий бурение в продуктивном стволе восходящего участка скважины, размещение в этом участке колонны насосно-компрессорных труб с центраторами для циклической закачки теплоносителя через них и эксплуатационной колонны с насосом для отбора нефти, спуск колонны насосно-компрессорных труб, которые выполняют теплоизолированными. Восходящий участок скважины оборудуют фильтром с двумя вскрытыми зонами в начале и конце этого участка, а межтрубное пространство между фильтром и колонной труб и между вскрытыми зонами изолируют пакером, при этом насос располагают в эксплуатационной колонне скважины выше фильтра в пределах подошвенной части продуктивного пласта, но ниже забоя восходящего участка. Забой, в свою очередь, устанавливают ниже кровли пласта по вертикали на расстоянии не менее 2 м. После закачки теплоносителя осуществляют выдержку для распределения тепла в пласте, производят отбор нефти насосом до допустимого снижения дебита, после чего цикл закачки пара повторяют (Патент РФ №2436943, опубл. 20.12.2011 - прототип).

Недостатком известных способов является невозможность добычи вязкой нефти при малой продуктивности пласта, вследствие чего приходится переводить работу насоса в периодический режим и нередко с весьма длительными интервалами простоя. Дебит скважины оказывается невысоким.

В предложенном изобретении решается задача повышения дебита скважины.

Задача решается тем, что в способе добычи нефти, включающем спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с штанговым глубинным насосом и пакером, размещение пакера над интервалом продуктивного пласта, постановку пакера и отбор нефти штанговым глубинным насосом, согласно изобретению, штанговый глубинный насос размещают не выше интервала продуктивного пласта, а при отборе нефти в подпакерной зоне поддерживают отрицательное забойное давление.

Сущность изобретения

При добыче вязкой нефти из малодебитного пласта приходится переводить глубинный штанговый насос в периодический режим работы. Это отрицательно сказывается на работе насоса, требует постоянного вмешательства оператора в процесс пуска насоса. При такой работе в скважине скапливаются загрязнения, что вызывает необходимость остановки и очистки скважины. Дебит скважины остается низким. В предложенном изобретении решается задача повышения дебита скважины. Задача решается следующим образом.

В нефтедобывающую скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером и глубинным штанговым насосом на конце. Насос размещают не выше интервала продуктивного пласта: в интервале продуктивного пласта или ниже интервала продуктивного пласта. Пакер размещают над интервалом продуктивного пласта. Выполняют постановку пакера. Соединяют насос колонной штанг со станком-качалкой на устье скважины и производят отбор нефти штанговым глубинным насосом. При отборе нефти в подпакерной зоне забойное давление постепенно доводят до отрицательного значения и на этом режиме эксплуатируют скважину, т.е. при добыче нефти поддерживают отрицательное забойное давление. В результате дебит скважины возрастает в несколько раз. Насос эксплуатируют в постоянном режиме.

Пример конкретного выполнения

В нефтедобывающей скважине с эксплуатационной колонной диаметром 146 мм вскрыт перфорацией интервал продуктивного пласта на глубине 972-961 м. Скважиной добывают нефть с вязкостью 295 сП. В скважину спускают компоновку, состоящую из колонны насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, глубинного штангового насоса марки 25-175ТНМ на конце колонны и пакера типа ПРО-ЯМО, расположенного выше насоса. Пакер размещают на глубине 948 м, при этом насос оказывается в интервале продуктивного пласта. Герметично устанавливают пакер. Подпакерное пространство герметично объединяет зону перфорации на глубине эксплуатационной колонны и прием насоса. Привод насоса осуществляется через штанговую колонну станком-качалкой ПНШТ-60. Запускают насос в работу. При работе насоса в подпакерной пространстве достигают отрицательного давления в пределах от -0,09 до -0,11 МПа.

До применения вышеуказанной компоновки скважина эксплуатировалась в периодическом режиме из-за высокой вязкости и слабого притока жидкости. Для контроля давления в скважину в подпакерную зону приема насоса спускался автономный глубинный манометр.

В результате дебит скважины увеличился с 1,1 до 3,2 м³/сут.

Применение предложенного способа позволило увеличить приток из пласта в скважину, перевести скважину из периодического режима эксплуатации в постоянный, а также защитить штанговый насос от заклинивания из-за работы «всухую» в слабо приточной скважине.

Применение предложенного изобретения позволит повысить дебит скважины.