СПОСОБ ДОБЫЧИ ПЛАСТОВОГО ФЛЮИДА ИЗ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче пластового флюида наклонно-направленными и горизонтальными малодебитными скважинами малопроницаемых пластов с аномально низким пластовым давлением (АНПД).

Известен способ добычи нефти, выбранный в качестве аналога, включающий бурение скважины, размещение в скважине глубинно-насосного оборудования на выбранной глубине, осуществление работы насоса в периодическом режиме с остановками насоса для накопления нефти в скважине, осуществление снижения противодавления на пласт в процессе накопления нефти. Согласно изобретению над верхними перфорационными отверстиями разбуривают предпочтительно два горизонтальных боковых ствола, выполняющих функцию накопителей нефти. Насосное оборудование размещают на забое скважины. При этом периодический режим работы насоса осуществляют таким образом, чтобы верхний динамический уровень был больше статического уровня, а нижний динамический уровень был максимально приближен к уровню приема насоса так, чтобы коэффициент его подачи был не ниже 0,2 (патент №2501938, опубл. 20.12.2013 г.).

Недостатком известного способа добычи нефти является необходимость разбуривания предпочтительно двух горизонтальных боковых стволов, выполняющих функцию накопителей нефти. Также известный способ малопригоден для добычи нефти наклонно-направленными и горизонтальными скважинами малопроницаемых пластов с АНПД.

Известен способ эксплуатации скважин штанговыми глубинными насосами (ШГН), выбранный в качестве прототипа, включающий спуск в заданный интервал на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) компоновки подземного оборудования (КПО), состоящей из трубного якоря, ШГН, колонны насосных штанг, эксплуатацию скважины и извлечение КПО на поверхность. ШГН позволяют эксплуатировать новые малодебитные скважины и извлекать средние объемы с небольших глубин и малые объемы с промежуточных глубин (журнал ROGTEC, статья «Выбор механизированного способа эксплуатации» стр. 46, рис. 2, 2014 г., https://rogtecmagazine.com/wp-content/uploads/2014/10/09_ArtificialLift.pdf).

Недостатком известного способа эксплуатации скважин ШГН является невозможность применения в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах малопроницаемых пластов с АНПД.

Техническим результатом заявляемого изобретения является осуществление добычи пластового флюида из наклонно-направленных и горизонтальных скважин малопроницаемых пластов с АНПД.

Указанный технический результат достигается тем, что:

- при добыче из горизонтального ствола скважины КПО оснащают заглушкой, щелевым фильтром, циркуляционным клапаном, якорем, штанговым глубинным насосом универсальным (ШГНУ) с самоустанавливающимся всасывающим клапаном, производят спуск КПО в заданный интервал, осуществляют перевод самоустанавливающегося всасывающего клапана ШГНУ в рабочее положение, далее переводят якорь в рабочее положение, осуществляют спуск плунжера с самоустанавливающимся нагнетательным клапаном ШГНУ на колонне насосных штанг, переводят самоустанавливающийся нагнетательный клапан ШГНУ в рабочее положение, затем присоединяют колонну насосных штанг к устьевому приводу, осуществляют добычу пластового флюида из необсаженной части малопроницаемого пласта с аномально низким пластовым давлением;

- колонну насосных штанг оснащают центраторами.

Применение в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах достигается благодаря оснащению КПО ШГНУ с самоустанавливающимися всасывающим и нагнетательным клапанами.

На чертеже представлена схема КПО для осуществления способа добычи пластового флюида из горизонтальных стволов скважин.

КПО включает в себя заглушку 1, щелевой фильтр 2, ШГНУ 3, циркуляционный клапан 4, якорь 5, колонну насосных штанг 6, оснащенную при необходимости центраторами 7, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 8. Над заглушкой 1 размещен щелевой фильтр 2, служащий для механической очистки пластового флюида от примесей. Над щелевым фильтром 2 размещен ШГНУ 3, включающий следующие составные элементы (на фиг. не показаны): защитный кохуж, предотвращающий от деформаций ШГНУ 3 при транспортировке в стволе скважины, а также при эксплуатации в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах, самоустанавливающиеся всасывающий и нагнетательный клапаны, надежно работающие как в вертикальных, так и в наклонно-направленных и горизонтальных малодебитных скважинах малопроницаемых пластов с АНПД.

Над ШГНУ 3 расположен циркуляционный клапан 4, позволяющий при необходимости без манипуляций с колонной НКТ 8 организовать сообщение внутренней полости колонны НКТ 8 с затрубным пространством, что позволяет выровнять трубное и затрубное давления в КПО.

Над циркуляционным клапаном 4 установлен якорь 5, служащий для фиксирования в натянутом состоянии и предотвращения от изгиба в процессе эксплуатации колонны НКТ 8, расположенной в горизонтальной обсаженной части ствола скважины. Также якорь 5 позволяет закрепить колонну НКТ 8 на эксплуатационной колонне (не показана) скважины.

Колонну насосных штанг 6 при необходимости оснащают центраторами 7, служащими для уменьшения силы трения и истирания колонны насосных штанг 6 при их возвратно-поступательном движении в колонне НКТ 8.

Реализация способа приведена в описании работы КПО.

Перед спуском КПО производят шаблонирование эксплуатационной колонны скважины, при необходимости очистку стенок обсадной колонны скребками (скреперами) (не показаны) и промывку ствола скважины. КПО собирают в следующей последовательности: заглушка 1, щелевой фильтр 2, ШГНУ 3, в составе которого имеются самоустанавливающиеся всасывающий клапан (на фиг. не показан), циркуляционный клапан 4, якорь 5. Затем производят спуск КПО в заданный интервал горизонтальной обсаженной части ствола скважины на колонне НКТ 8. Далее осуществляют перевод самоустанавливающегося всасывающего клапана ШГНУ 3 в рабочее положение: приподнимают КПО на 5-6 метров и резко опускают до полной остановки. Повторяют вышеуказанную операцию два раза, что обеспечит ориентирование самоустанавливающегося всасывающего клапана ШГНУ 3 в скважине. Затем в заданном интервале скважины производят перевод якоря 5 в рабочее положение: приподнимают КПО, в результате чего происходит установка якоря 5 в горизонтальную обсаженную часть ствола скважины. Далее производят спуск плунжера (не показан) с самоустанавливающимся нагнетательным клапаном ШГНУ 3 на колонне насосных штанг 6, которые при необходимости оснащают центраторами 7. Затем переводят самоустанавливающийся нагнетательный клапан (не показан) ШГНУ 3 в рабочее положение: полированный шток приподнимают на длину хода плунжера в ШГНУ 3 и опускают. Повторяют вышеуказанную операцию три раза, что обеспечит ориентирование самоустанавливающегося нагнетательного клапана ШГНУ 3 в скважине, после чего, используя промывочный агрегат, заполняют технологической жидкостью внутреннюю полость колонны НКТ 8 и осуществляют первую опрессовку НКТ 8. Затем подвешивают КПО на крюке (не показан) подъемного агрегата, установленного на устье, вызывают подачу и проводят вторую опрессовку колонны НКТ 8, например, на 40 атмосфер. Если давление не падает, то колонна НКТ 8 герметична и ШГНУ 3 работает устойчиво. Если давление падает, то негерметичность колонны НКТ 8 устраняют, поднимая КПО на поверхность. После чего колонну насосных штанг 6 с помощью полированного штока (не показан) присоединяют к устьевому приводу, например к станку-качалке (не показана). Далее вызывают подачу и проводят третью опрессовку колонны НКТ 8, после чего запускают скважину в работу, выводят на режим и осуществляют добычу пластового флюида из необсаженной части малопроницаемого пласта с АНПД.

По окончании работ производят извлечение КПО на поверхность: натяжением колонны НКТ 8 переводят в транспортное положение якорь 5, затем производят подъем КПО на поверхность.

Предлагаемое изобретение позволяет осуществить добычу пластового флюида из наклонно-направленных и горизонтальных скважин малопроницаемых пластов с АНПД.