Способ очистки скважины, оснащенной вставным насосом

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам для очистки буровой скважины, оснащенной вставным насосом.

Известен способ промывки фильтра (патент RU № 2531702, МПК Е21В 37/08, опубл. 27.10.2014 в Бюл. № 30), установленного на приеме скважинного насоса, включающий спуск в пескопроявляющую скважину штангового насоса вставного типа, оборудованного фильтром на приеме, остановку скважины после засорения фильтра и подъем штанговой колонны, причем после засорения фильтра песком и остановки скважины производят частичный подъем колонны штанг на величину, достаточную для срыва корпуса насоса с замковой опоры и образования концентрического проточного канала между корпусом насоса и насосно-компрессорными трубами для перетока жидкости из колонны труб в скважину, и удерживают колонну штанг в приподнятом положении до момента достижения динамическим уровнем жидкости в затрубном пространстве скважины статического положения, после чего колонну штанг опускают до начального положения и производят запуск насоса в работу.

Недостатком данного способа являются узкая область применения из-за возможности очистки только фильтров, при этом невозможно увеличить интенсивность очистки без устьевого насоса и малого поперечного сечения проходного канала между насосом и насосно-компрессорными трубами (НКТ).

Наиболее близким по технической сущности является способ подземного ремонта добывающей скважины (патент RU № 2190756, МПК Е21В 37/00, опубл. 10.10.2002 в Бюл. № 28), содержащей обсадную колонну, насосно-компрессорные трубы с хвостовиком, спущенную в обсадную колонну разъемную замковую опору, включающую в себя якорный башмак и анкерный дорн, а также закрепленный на штангах вставной насос, заключающийся в том, что вставной насос поднимают из скважины, производят его замену, проверяют герметичность насосно-компрессорных труб и разъемной замковой опоры, удаляют грязь промывочной жидкостью, спускают вставной насос в насосно-компрессорные трубы с посадкой анкерного дорна в якорный башмак, замыкают замковую опору и вызывают подачу добываемой жидкости, причем насосно-компрессорные трубы оставляют в скважине, спускают вставной насос в насосно-компрессорные трубы перед удалением грязи промывочной жидкостью, а разъемную замковую опору замыкают после удаления грязи промывочной жидкостью, проверку герметичности насосно-компрессорных труб и разъемной замковой опоры производят путем заливки промывочной жидкости в насосно-компрессорные трубы до устья скважины, и, при сверхнормативном падении уровня промывочной жидкости в насосно-компрессорных трубах, притирают разъемную замковую опору, а удаление грязи промывочной жидкостью производят из хвостовика путем размыкания разъемной замковой опоры и перетекания промывочной жидкости, используемой для проверки герметичности, из насосно-компрессорных труб в скважину, при этом используют объем промывочной жидкости больше объема хвостовика.

Недостатком данного способа является узкая область применения и большие затраты времени на спускоподъемные операции из-за необходимости полного извлечения насоса из скважины перед промывкой.

Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа промывки скважины, оснащённой вставным насосом, позволяющим сэкономить время и ресурсы из-за отсутствия необходимости полного извлечения насоса при промывке скважины.

Техническая задача решается способом очистки скважины, оснащенной вставным насосом, включающим спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с хвостовиком и установленной выше хвостовика замковой опорой вставного насоса, спуск в колонну насосно-компрессорных труб на штангах насоса с анкерным дорном, выполненным с возможностью герметичного взаимодействия с замковой опорой, поднятие вставного насоса до размыкания замковой опоры и последующая промывка хвостовика и скважины.

Новым является то, что низ хвостовика располагают в скважине на уровне, обеспечивающим максимально эффективную очистку интервала пласта при промывке, а колонну насосно-компрессорных труб перед спуском выше замковой опоры оснащают расширением с внутренним диаметром, обеспечивающим достаточную площадь поперечного сечения с расположенным внутри насосом для промывки скважины, а перед промывкой поднимают вставной насос до расположения в расширении колонны насосно-компрессорных труб.

На фиг. 1 изображена схема реализации способа.

На фиг. 2 изображено сечение А-А фиг. 1.

На фиг. 3 изображена площадь поперечного сечения между насосом и расширением.

Способ очистки скважины, оснащенной вставным насосом, включает спуск в скважину 1 (фиг. 1) колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) 2 с хвостовиком 3 и установленной выше хвостовика 3 замковой опорой 4 (показана условно) вставного насоса 5, спуск в колонну насосно-компрессорных труб на штангах 6 насоса 5 с анкерным дорном (не показан), выполненным с возможностью герметичного взаимодействия с замковой опорой 4, поднятие вставного насоса 5 до размыкания замковой опоры 4 и последующая промывка хвостовика 3 и скважины 1. Низ 7 хвостовика 3 располагают в скважине на уровне, обеспечивающим максимально эффективную очистку интервала пласта 8 при промывке (определяется эмпирическим путем). Колонну НКТ 2 перед спуском выше замковой опоры 4 оснащают расширением 9 с внутренним диаметром d (фиг. 2), обеспечивающим достаточную площадь поперечного сечения S (фиг. 3) с расположенным внутри насосом 5 (фиг. 2) для промывки скважины 1. Причем перед промывкой поднимают вставной насос 5 до расположения в расширении 9 (фиг. 1) колонны НКТ 2.

Конструктивные элементы и технологические соединения, не влияющие на реализацию способа на фиг. 1 – 3 не показаны или показаны условно.

Способ реализуется в следующей последовательности.

Исходя из опыта эксплуатации добывающих скважин 1 (фиг. 1) в таких же условиях, определяют в на каком уровне от интервала пласта 1 должен располагаться низ 7 хвостовика 3 относительно интервала пласта 8 и какой с производительностью нужно закачивать промывочную жидкость в скважину 1 для промывки песчаной пробки 11. Учитывая такую производительность, определяют опытным путем какая площадь поперечного сечения S (фиг. 3) необходима для обеспечения подачи промывочной жидкости с наименьшим сопротивлением потоку промывочной жидкости с выбранным расходом, из чего вытекает внутренний диаметр d (фиг. 2) расширения 9.

В скважину 1 (фиг. 1) сначала спускают хвостовик 3, к которому сверху прикрепляют (место соединения не показано) участок колонны НКТ 2 с замковой опорой 4. Над опорой располагают расширение 9 (например, при помощи муфт 10). Сверху вся конструкция соединяется со вторым участком колонны НКТ 2, на котором спускается в скважину 1 до достижения низом 7 хвостовика 3 выбранного уровня установки относительно интервала пласта 8. Внутрь колонны НКТ 2 спускают насос 5 на штангах 6 до герметичного взаимодействия анкерного дорна насоса 5 с замковой опорой 4. Штанги 6 на устье герметизируются устьевой арматурой (не показана) и соединяются с наземным приводом (не показан). Наземный привод запускают в работу и при помощи штанг 6 насос 5 запускается в работу, поднимая продукцию пласта 8 на поверхность. При увеличении пескопроявления (определяется лабораторными исследованиями проб – не показаны) в продукции пласта 8 и/или увеличении нагрузки на штангах 6 (определяется устьевым индикатором веса – не показан) наземный привод останавливают и от него отсоединяют штанги 6, которые соединяют с подъемным механизмом (не показан) и поднимают до отсоединения анкерного дорна насоса 5 от замковой опоры 4 и расположения насоса 5 в расширении 9. В скважину 1 через затрубье колонны НКТ 2 закачивают промывочную жидкость, которая размывает песчаную пробку 11 и вымытый песок через хвостовик 3 участок колонны НКТ 2 с замковой опорой 4 кольцевое сечение S (фиг. 2) между насосом 5 и расширением 9 (фиг. 2) по колонне НКТ 2 выносит на поверхность. После снижения содержания песка в промывочной жидкости закачку ее в скважину 1 прекращают. Опускают насос 5 (фиг. 1) на штангах 6 до герметичного взаимодействия анкерного дорна насоса 5 с замковой опорой 4. Насос 5 при помощи наземного привода запускают в работу для отбора продукции пласта 8 до следующего накопления песка в районе хвостовика 3. Циклы промывки запускают каждый раз при необходимости очистки скважины 1 от песчаной пробки 11.

По сравнению с наиболее близким аналогом предлагаемый способ позволяет уменьшить затраты времени более чем в 2 раза на промывку добывающей скважины, энергии – не менее чем в 1,3 раза, а времени на разборку и установку устьевой арматуры - не менее чем в 4 раза.

Предлагаемый способ промывки скважины, оснащённой вставным насосом, позволяет сэкономить время и ресурсы из-за отсутствия необходимости полного извлечения насоса при промывке скважины.