Способ эксплуатации скважины

Способ эксплуатации скважины

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к эксплуатации скважин, пробуренных в районах многолетнемерзлых пород (ММП), и предназначается для предупреждения потери подвижности добываемого пластового флюида на всем пути его подъема на поверхность в условиях сильного охлаждающего воздействия на добываемый флюид со стороны окружающей скважину породы, и может найти преимущественное применение при добыче пластовых флюидов, имеющих положительные значения температуры потери текучести.

Изобретение может быть использовано при любом способе добычи пластового флюида: фонтанном, газлифтном либо механизированном с использованием глубинных штанговых, винтовых, гидропоршневых, электроцентробежных насосов и т.д., а также при переводе скважины с одного режима добычи на другой.

При эксплуатации скважин, расположенных в районах распространения ММП, при добыче пластового флюида возникают условия, когда добываемый флюид теряет подвижность не по причине большого содержания парафина, асфальтенов, смол в своем составе, а из-за сильного охлаждающего воздействия со стороны окружающей скважину породы, при этом пластовый флюид имеет температуру потери текучести в области положительных значений.

Известен способ эксплуатации нефтяных скважин, направленный на предупреждение загущения и потери текучести нефти при ее охлаждении в так называемых холодных скважинах, основанный на подливе горячей нефти в затрубье скважины во время ее работы (см. авт. свид. СССР №791945, кл. Е 21 В 43/00, от 1979 г.).

Недостатком известного способа является, во-первых, ограничение его применения в глубоких скважинах из-за того, что подливаемая нефть, которая может быть нагрета до температуры, например, не более 100°С, на большой глубине уже потеряет тепло и сравняется с температурой добываемой жидкости, во-вторых, требуются большие теплоэнергетичекие затраты на подогрев больших объемов нефти.

Известен другой способ эксплуатации скважин, пробуренных в зоне ММП, в котором, с целью обеспечения подвижности добываемого пластового флюида на всем пути подъема его на поверхность, создают температурный экран вокруг поднимающегося по подъемным трубам добываемого пластового флюида, для чего скважину оборудуют дополнительной колонной труб между эксплуатационной колонной и колонной подъемных труб, заполняют образовавшееся кольцевое пространство высоковязким веществом и осуществляют нагрев добываемого пластового флюида вращательным или поступательным движением колонны подъемных труб относительно дополнительной колонны труб или дополнительной колонны труб относительно колонны подъемных труб с заданной линейной скоростью (см. авт. свид. СССР №1745902, кл. Е 21 В 43/24, от 1989 г.).

Недостатком известного способа является сложность создания температурного экрана для предупреждения потери текучести пластового флюида при его подъеме на поверхность; большие ограничения применения способа в глубоких скважинах и искривленных скважинах; преждевременное усталостное разрушение подвижных колонн труб из-за их многоцикловой деформации при поступательном и вращательном движении.

Кроме того, существенным недостатком данного способа является практически невозможность его применения при эксплуатации скважин, пластовый флюид в которых имеет температуру потери текучести в области больших значений положительных температур, например более +25°С, а температура окружающей подъемные трубы среды ниже +25°С. А поскольку температура окружающей подъемные трубы среды ниже +25°С, то добываемый пластовый флюид теряет текучесть. При нарушении потери текучести пластового флюида при его подъеме на поверхность возникает проблема обеспечения вращения и поступательного движения подвижных колонн.

В большинстве случаев проблем, описанных в аналогах, можно избежать путем повышения температуры в затрубном пространстве скважины и обогрева колонны подъемных труб пропусканием тока через протяженный кабель, расположенный на наружной поверхности колонны подъемных труб (см., например, А.Г. Малышев, Н.А. Черемисин. Применение греющих кабелей для предупреждения парафинообразования в нефтяных скважинах. «Нефтняное хозяйство», №6, 1990, с.58-60).

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является способ эксплуатации скважины, включающий поддержание теплового режима в скважине в целях предотвращения парафинообразования с использованием протяженного кабеля нагрева. Кабель вводят в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ). Перед вводом кабеля в процессе подготовительных операций определяют длину зоны возможного парафинообразования, длину кабеля нагрева и его тепловые характеристики в зависимости от процентного содержания парафина в добываемой нефти. Управляют температурным и временным режимом работы кабеля до установления задаваемого теплового режима в колонне НКТ (см. патент РФ №2114982, кл. Е 21 В 37/00, от 1997 г.).

В этих известных способах с использованием кабелей нагрева установление требуемого теплового режима в колонне НКТ ведут, исходя из температуры плавления парафина и интервала его отложения, по которым и устанавливают длину кабеля нагрева и определяют его мощность.

Однако характеристики тепловыделения в известных способах с использованием протяженных тепловых излучателей (кабелей нагрева) не увязаны с условиями потери текучести добываемого пластового флюида на пути его подъема на поверхность, т.е. хотя и обеспечивается прогрев добываемого пластового флюида в колонне НКТ в зоне отложения парафина, но при этом не принимаются меры по защите колонны НКТ от сильного охлаждающего воздействия со стороны окружающей скважину породы на пути подъема пластового флюида на поверхность. Как следствие - снижается эффективность эксплуатации скважин, пробуренных в зонах ММП.

Кроме того, поскольку температура плавления парафина значительно выше (в разы) температуры потери текучести пластового флюида, то использование протяженного кабеля нагрева с характеристиками тепловыделения по предупреждению отложений парафина для обеспечения текучести добываемого пластового флюида на пути его подъема на поверхность потребует непроизводительных энергетических затрат.

Технической задачей, на решение которой направлен предлагаемый способ, является повышение эффективности эксплуатации скважин, преимущественно пробуренных в районах многолетнемерзлых пород, снижение энергозатрат путем обеспечения текучести добываемого пластового флюида на всем пути подъема его на поверхность за счет поддержания в добываемом пластовом флюиде на всем пути его подъема температуры, при которой он еще сохраняет текучесть в колонне НКТ, и за счет создания тепловой защиты поднимающегося пластового флюида по колонне НКТ от охлаждающего воздействия со стороны окружающей скважину породы, исключая при этом растепление мерзлых пород.

Дополнительно решается задача обеспечения эксплуатации скважин при добыче пластового флюида любым способом: фонтанным, газлифтным либо механизированным с использованием электроцентробежных (ЭЦН), глубинных штанговых, винтовых, гидропоршневых и т.д. насосов, а также переход с одного способа добычи на другой.

Поставленная техническая задача решается тем, что в способе эксплуатации скважины, включающем создание теплового режима в скважине, проведение подготовительных операций по обеспечению поддержания теплового режима в лифте колонны насосно-компрессорных труб посредством формирования температурного экрана вокруг поднимающегося по колонне насосно-компрессорных труб пластового флюида и подъем добываемого пластового флюида по колонне насосно-компрессорных труб, новым является то, что в процессе проведения подготовительных операций перед формированием температурного экрана определяют температуру пластового флюида, при которой он еще сохраняет текучесть, путем исследования глубинных проб добываемого пластового флюида, затем выдерживают скважину при отсутствии потока добываемого флюида до момента выравнивания температуры среды во внутренней полости колонны НКТ и температуры пород за эксплуатационной колонной, после чего снимают геотерму распределения температуры по стволу эксплуатационной колонны и по полученной геотерме и определенной для данной скважины в процессе подготовительных операций температуре добываемого пластового флюида, при которой он еще сохраняет текучесть, устанавливают на колонне насосно-компрессорных труб нижнюю границу, при прохождении которой добываемый пластовый флюид еще сохраняет текучесть, и по этой границе на колонне насосно-компрессорных труб определяют длину и тепловые характеристики температурного экрана, который формируют из участка колонны насосно-компрессорных труб, составленного из теплоизолированных насосно-компрессорных труб с по меньшей мере одним протяженным тепловым излучателем, после чего замещают часть колонны насосно-компрессорных труб участком, составленным из теплоизолированных насосно-компрессорных труб, при этом протяженный тепловой излучатель размещают на наружной поверхности насосно-компрессорных труб и/или в колонне насосно-компрессорных труб, а нижнюю границу температурного экрана размещают в колонне насосно-компрессорных труб на уровне или несколько ниже границы, при прохождении которой добываемый пластовый флюид еще сохраняет текучесть, после чего подключают по меньшей мере один протяженный тепловой излучатель к источнику тепловой энергии и нагревают находящийся в колонне насосно-компрессорных труб пластовый флюид до температуры, не менее температуры, при которой он еще сохраняет текучесть, и выводят скважину на режим добычи, при этом температуру выходящего из скважины пластового флюида поддерживают выше температуры, при которой он еще сохраняет текучесть.

Нагрев тепловыми излучателями можно вести одновременно или поочередно, постоянно или циклически, а также избирательно по длине скважины.

В качестве протяженного теплового излучателя может быть использован электрический кабель нагрева; непрерывный гибкий паропровод, заполненный перегретым паром; непрерывный гибкий нефтепровод, заполненный горячей нефтью или горячей водой.

В качестве паропровода, нефтепровода может быть использована кольтюбинговая труба.

Источник тепловой энергии выполнен регулируемым.

Между эксплуатационной колонной и кондуктором в скважине устанавливают дополнительную термоизолированную трубу.

Колонну насосно-компрессорных труб ниже температурного экрана дополнительно теплоизолируют с наружной или внутренней поверхности насосно-компрессорных труб. Колонна насосно-компрессорных труб ниже температурного экрана может быть выполнена из материала с высокими теплоизоляционными свойствами.

Протяженный тепловой излучатель может быть встроен в наружную металлическую поверхность насосно-компрессорных труб.

Температуру выходящего из скважины пластового флюида поддерживают выше температуры, при которой он еще сохраняет текучесть как минимум на 0,2%.

Поставленная техническая задача решается благодаря следующему. Определение в процессе подготовительных операций температуры потери текучести пластового флюида в данной скважине путем исследования ряда глубинных проб пластового флюида позволило установить наиболее высокую температуру пластового флюида в области положительных значений температур, при которой он еще сохраняет текучесть, что позволит смоделировать тепловой режим вокруг поднимающегося по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) добываемого пластового флюида на всем пути его подъема на поверхность, который обеспечит текучесть добываемого флюида. При этом для определения тепловых характеристик температурного экрана используются достоверные данные температуры потери текучести пластового флюида для данной скважины.

Выдерживание скважины при отсутствии потока добываемого пластового флюида до момента выравнивания температуры пластового флюида в колонне НКТ и температуры пород за эксплуатационной колонной, позволило уравнять температурные условия в лифте подъемных труб (колонне НКТ) и за эксплуатационной колонной и тем самым создать условия для достоверного измерения распределения температуры по стволу эксплуатационной колонны, чтобы учесть влияние охлаждающего воздействия на добываемый пластовый флюид со стороны окружающей скважину породы.

Имея геотерму распределения температуры по стволу эксплуатационной колонны и значение температуры пластового флюида, при которой он еще сохраняет текучесть, всегда можно установить на колонне подъемных труб (НКТ) ту нижнюю границу по отношению к устью скважины, выше которой требуется устанавливать в скважине температурный экран для обеспечения текучести добываемого пластового флюида от установленной границы на колонне НКТ до поверхности, причем такой температурный экран сформировать с обеспечением требуемого нагрева движущегося по колонне НКТ добываемого пластового флюида, сохранения (защиты) созданного тепла, минимизации тепловых потерь и исключения при этом влияния тепла пластового флюида в подъемных трубах на мерзлые породы.

Благодаря тому что температурный экран требуемой длины и требуемых тепловых характеристик формируют из участка колонны НКТ, составленного из теплоизолированных труб, с по меньшей мере одним протяженным тепловым излучателем, во-первых, появилась возможность поднять температуру пластового флюида на участке его подъема от установленной границы на подъемных трубах до поверхности до температуры, при которой он еще сохраняет текучесть, и сохранять эту температуру на всем пути подъема, во-вторых, теплоизолированные насосно-компрессорные трубы на этом участке колонны НКТ с температурным экраном полностью исключают тепловые потери, исключают сильное охлаждающее воздействие со стороны окружающей скважину породы на добываемый пластовый флюид, с одной стороны, и растепление пород от воздействия тепловых потоков от добываемого пластового флюида, с другой стороны.

Размещение теплового излучателя на наружной поверхности НКТ и/или внутри колонны НКТ позволяет эффективно эксплуатировать скважину при любом способе добычи: фонтанном, газлифтном, механизированном с использованием любых насосов, а также в ходе эксплуатации переходить с одного способа добычи на другой, в случае необходимости, что расширяет диапазон использования способа.

Нагрев добываемого флюида тепловыми излучателями по предлагаемой схеме: одновременно или поочередно, постоянно или циклически, избирательно по длине скважины, а также с использованием регулируемого источника тепловой энергии, позволяет создать разнообразие тепловых режимов для обеспечения текучести пластового флюида на всем пути его движения, а также применять любой способ добычи пластового флюида.

Для обеспечения текучести пластового флюида на поверхности, чтобы он сохранял текучесть при транспортировании по трубопроводам в систему сбора и подготовки, температура выходящего из скважины флюида должна быть как минимум на 0,2% выше температуры, при которой пластовый флюид еще сохраняет текучесть.

Установка дополнительной термоизолированной трубы между эксплуатационной колонной и кондуктором обеспечивает дополнительную защиту потерь тепла теплового излучателя в случае размещения его на поверхности НКТ и дополнительную защиту пород от растепления.

Дополнительная теплоизоляция насосно-компрессорных труб в колонне НКТ, расположенных ниже температурного экрана, позволяет повысить температуру добываемого флюида при входе его в защищенную температурным экраном часть колонны НКТ, тем самым снизить мощность теплового излучателя и энергетические затраты.

Использование в качестве протяженного теплового излучателя кабеля нагрева, непрерывного гибкого паропровода, нефтепровода либо водопровода расширяет технологические возможности заявляемого способа, упрощает его применение.

Таким образом, предложенный способ позволяет эффективно эксплуатировать скважину в условиях ММП.

Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг.1 схематично представлена скважина, оборудованная колонной подъемных труб с температурным экраном; на фиг.2 - геотерма распределения температуры в скважине (кривая I), кривая II - распределение температуры добываемого пластового флюида в колонне НКТ с температурным экраном (тепловой излучатель не подключен к источнику тепловой энергии); кривая III - то же с подключенным тепловым излучателем.

Колонна НКТ 1, размещена в эксплуатационной колонне 2 скважины, пробуренной в условиях ММП. Колонна НКТ 1 содержит температурный экран 3, выполненный из участка колонны НКТ 1, составленного из теплоизолированных насосно-компрессорных труб, с по меньшей мере одним протяженным тепловым излучателем 4. Нижняя часть 5 колонны НКТ 1 может быть составлена из насосно-компрессорных труб с дополнительной теплоизоляцией. На поверхности установлен регулируемый источник тепловой энергии (на чертеже не показан), к которому подключен протяженный тепловой излучатель 5. Тепловой излучатель 4 может быть расположен на наружной поверхности колонны НКТ и/или внутри колонны НКТ 1. Между эксплуатационной колонной 2 и кондуктором 6 может быть установлена дополнительная термоизолированная труба 7. Длина ее определяется исходя из глубины промерзания поверхности земли.

Способ осуществляют следующим образом.

1. В скважину, выведенную из эксплуатации, спускают колонну НКТ 1, составленную из труб 2,5'', на глубину, превышающую интервал перфорации на 15-20 м. Низ колонны НКТ 1 снабжают крестовиной.

2. Устье скважины оборудуют устьевой арматурой. Например, при фонтанном способе эксплуатации устье оборудуют фонтанной арматурой с установкой лубрикатора и лубрикаторной площадки, выкидной линией и емкостями для сбора жидкости глушения объемом не менее 50 м³.

3. Осваивают скважину до получения притока пластового флюида, предварительно отобрав из скважины жидкость глушения.

4. Выводят скважину на установившийся режим работы, при котором забойное давление превышает ожидаемое давление насыщения не менее чем на 1 МПа. При этом режиме эксплуатации скважины должен быть отобран объем пластового флюида, не менее двух объемов ствола скважины. В установившемся режиме скважина должна проработать не менее трех суток.

5. Проводят поинтервальный замер давления по стволу скважины для определения интервалов предполагаемого отбора проб пластового флюида.

6. Спускают на глубину отбора пластового флюида пробоотборник, выдерживают его на глубине отбора не менее 0,5 часа. Повторно спускают другой пробоотборник на другой интервал отбора, например, через 100 м. Минимальное количество интервалов для отбора проб должно быть не менее трех, минимальное количество проб с каждого интервала - не менее трех.

7. В отобранных пробах по ГОСТ 20287-91 определяют температуру текучести и температуру застывания пластового флюида для каждой пробы для всех интервалов отбора. Из полученных результатов выбирают наибольшее значение температуры в области положительных значений температур, при которой наблюдается течение пластового флюида.

8. Заполненную скважину выдерживают при отсутствии потока добываемого пластового флюида до момента выравнивания температуры пластового флюида в колонне НКТ и температуры пород за эксплуатационной колонной.

9. После выравнивания температур на забой опускают скважинный прибор ГЕО1 для измерения температуры, поднимают прибор на поверхность, снимая при этом геотерму распределения температуры по стволу эксплуатационной колонны.

10. По полученной геотерме и определенной для данной скважины в процессе подготовительных операций температуре добываемого пластового флюида, при которой он еще сохраняет текучесть, устанавливают на колонне НКТ 1 нижнюю границу, при прохождении которой добываемый пластовый флюид еще сохраняет текучесть.

11. По этой границе на колонне НКТ 1 определяют длину и тепловые характеристики температурного экрана 3.

12. Температурный экран 3 формируют из участка колонны НКТ, составленного из теплоизолированных НКТ с по меньшей мере одним протяженным тепловым излучателем 4.

13. Глушат скважину; достают колонну НКТ 1 из эксплуатационной колонны 2 и замещают часть колонны НКТ участком, составленным из теплоизолированных НКТ.

14. Протяженный тепловой излучатель 4 при этом может быть размещен на наружной поверхности колонны НКТ 1 и/или в колонне НКТ 1. Выбор протяженного теплового излучателя осуществляют в зависимости от стадии разработки месторождения, экономической целесообразности, значения температуры потери текучести.

15. Нижнюю границу температурного экрана 3 размещают в колонне НКТ 1 на уровне или несколько ниже границы, при прохождении которой добываемый пластовый флюид еще сохраняет текучесть.

16. Подключают по меньшей мере один протяженный тепловой излучатель 5 к источнику тепловой энергии и нагревают находящуюся в колонне НКТ жидкость до температуры не менее температуры, при которой пластовый флюид еще сохраняет текучесть.

17. После чего выводят скважину на режим добычи.

18. Осуществляют контроль температуры выходящего из скважины пластового флюида. Ее поддерживают как минимум на 0,2% выше температуры, при которой добываемый флюид еще сохраняет текучесть.

Пример реализации способа.

Южно-Лыжское нефтяное месторождение находится в зоне распространения ММП.

В скважину глубиной 3000 м, предварительно заглушенную, например, модифицированной жидкостью глушения с добавлением химреагента ГФ-1, обсаженную эксплуатационной колонной 2 диаметром 168 мм, спустили колонну НКТ 1 диаметром 2,5'' на глубину ниже интервала перфорации на 15-20 м. Низ колонны НКТ 1 снабдили крестовиной.

Оборудовали устье скважины фонтанной арматурой и лубрикаторной площадкой, выкидной линией и емкостями для сбора жидкости объемом не менее 50 м³. Осваивали скважину до получения притока пластового флюида. Вывели скважину на установившийся режим работы, когда забойное давление превысит ожидаемое давление насыщения не менее чем на 1 МПа. Затем отбирали объем жидкости, равный двум-трем объемам ствола скважины. В таком установившемся режиме скважина работала трое суток. Для определения глубины отбора проб пластового флюида провели поинтервальный замер давления по стволу скважины.

Пробы пластового флюида отбирали с разной глубины нахождения пластового флюида на трех интервалах: 2500 м, 2400 м, 2300 м, с расстоянием между интервалами не менее 100 м. На каждом интервале брали не менее трех проб. Для этого спускали в скважину пробоотборник, выдерживали его на глубине отбора 0,5 часа и поднимали пробоотборник на поверхность. Всего отобрали девять проб.

В отобранных пробах пластового флюида по ГОСТ 20287-91 определяли температуру текучести и температуру застывания пластового флюида в каждой пробе. Данные по температуре застывания и текучести пластового флюида для трех разных месторождений приведены в таблице 1.

Проанализировали данные по температуре текучести для всех проб, отобранных из скважины Южно-Лыжского нефтяного месторождения. Выбрали наибольшее значение температуры в области положительных значений температур, при котором пластовый флюид еще сохраняет текучесть. Для Южно-Лыжского нефтяного месторождения температура +38,5°С является температурой, при которой пластовый флюид еще сохраняет текучесть и которая взята за основу для формирования температурного экрана с выбором типа теплового излучателя, обеспечивающего подъем пластового флюида на поверхность без потери текучести.

После отбора проб скважину перекрыли и выдерживали ее в таком состоянии 48 часов до момента выравнивания температуры среды в колонне НКТ 1 и за эксплуатационной колонной 2.

После этого в скважину на забой спустили скважинный прибор ГЕО1, с помощью которого измеряли при его подъеме на поверхность температуру, которая в установившемся режиме скважины отражает температуру пород за эксплуатационной колонной 2. Данные замеров температуры в летний период по стволу эксплуатационной колонны скважины Южно-Лыжского месторождения приведены в таблице 2.

Таблица 2Распределение температуры по стволу скважины
Глубина, м	3000	2500	2000	1500	1000	500	150	14,0	10,0	5,0	1,0
Температура,°С	+61,0	+47,5	+40,0	+31,8	+24,2	+17,0	+13,0	-1,0	-1,0	-2,0	0

По полученным данным построили геотерму распределения температуры по стволу скважины (фиг.2, кривая I), характеризующую температуру пород за эксплуатационной колонной.

По полученной геотерме (фиг.2, кривая I) и установленной максимальной температуре пластового флюида +38,5°С, при которой он еще сохраняет текучесть, установили соответствие этой температуры глубине скважины (порядка 2000 м) и определили на колонне НКТ 1 границу, считая от устья скважины, где должен заканчиваться температурный экран 3. Длина температурного экрана 3 от устья составила 2000 м. Температурный экран 3 сформировали из теплоизолированных НКТ и двух протяженных тепловых излучателей 4 в виде кабелей нагрева. Каждая теплоизолированная НКТ представляет собой герметичную трубу с двойными стенками, с вакуумом между стенками. Между стенками такой НКТ выполнен канал для размещения в нем плоского кабеля нагрева, выполненного по техническим условиям ТУ 3542-001-00148369-2003. В качестве второго протяженного теплового излучателя, спускаемого внутрь НКТ 1, выбрали цилиндрический грузонесущий электрический кабель. Низ 5 колонны НКТ 1 длиной 500 м составили из теплоизолированных НКТ из материала стеклопластик.

После снятия геотермы заглушили скважину. Подняли из заглушенной скважины колонну НКТ 1 без теплоизоляции и заменили ее на колонну НКТ с температурным экраном 3, составленным из теплоизолированных НКТ длиной 2000 м и включающим только один кабель нагрева, уложенный по наружной поверхности НКТ; нижняя часть колонны длиной 500 м составлена из НКТ. После чего оборудовали устье скважины фонтанной арматурой и лубрикаторной площадкой, выкидной линией для подключения к системе сбора; загерметизировали концевой участок кабеля нагрева и подключили его к источнику питания. Подачей питания от регулируемого источника питания на размещенный по наружной поверхности НКТ 1 кабель нагрева осуществляли форсированный путевой нагрев жидкости, находящейся в скважине, до температуры не ниже +40°С. Контроль за температурой жидкости в колонне НКТ 1 вели по величине омического сопротивления токопроводящих жил кабеля нагрева. На фиг.2 приведена кривая II, характеризующая распределение температуры пластового флюида в колонне НКТ 1 в установившемся режиме скважины с установленным на колонне температурным экраном при неподключенном кабеле нагрева. Кривая III характеризует распределение температуры пластового флюида в колонне НКТ в установившемся режиме скважины при включенном кабеле нагрева. Наличие температурного экрана позволяет повысить температуру в подъемных трубах.

При достижении температуры среды в колонне НКТ 1 +40°С спустили во внутреннюю полость НКТ 1 сваб и свабированием удалили жидкость глушения из скважины в емкость на поверхности. По датчику уровня в емкости и по появлению в жидкости следов пластового флюида завершили полную откачку жидкости глушения, после чего спустили во внутреннюю полость НКТ 4 второй кабель нагрева, подключили его к источнику питания; затем подключили скважину к устьевой арматуре и вывели ее на режим фонтанирования под действием энергии пласта. При этом осуществляли контроль за температурой жидкости в лифте колонны НКТ по омическому сопротивлению кабеля, размещенного во внутренней полости НКТ 4. При значительном ее отклонении от +40°С изменяли полезную мощность источника тепловой энергии, регулируя тем самым тепловой режим в колонне подъемных труб.

В процессе отбора пластового флюида осуществляли контроль температуры флюида на устье скважины, она должна быть всегда выше выбранной максимальной температуры, при которой добываемый флюид еще сохраняет текучесть в условиях большого охлаждающего воздействия, не менее чем на 0,2%.

Выбор протяженного теплового излучателя определяется для каждой скважины индивидуально в зависимости от стадии разработки месторождения, экономической целесообразности, значения температуры потери текучести. Конструкция теплового излучателя в виде паропровода с перегретым паром, нефте- или водопровода, заполненных горячей нефтью или водой, представляет собой непрерывную гибкую кольтюбинговую трубу цилиндрической или плоской формы, причем такая труба может иметь сторону, обращенную к потоку добываемого флюида, теплопроводную, а противоположную - термоизолированную.

Регулирование источником тепловой энергии величины тепла, отдаваемого тепловым излучателем в окружающую среду, может быть осуществлено следующим образом:

- за счет увеличения температуры горячей нефти (воды);

- за счет повышения скорости потока жидкости;

- изменением напряжения регулируемого источника питания и т.д.

При механизированных способах добычи пластового флюида, например, с использованием ЭЦН, гидропоршневых, диафрагменных насосов, протяженные излучатели тепловой энергии располагают следующим образом:

- во внутреннюю полость колонны теплоизолированных НКТ в поток добываемого пластового флюида и/или по наружной поверхности колонны НКТ;

- только по наружной поверхности НКТ;

- только во внутренней полости НКТ в поток добываемого пластового флюида,

причем для наилучшей передачи тепла от теплового излучателя пластовому флюиду тепловой излучатель по наружной поверхности НКТ размещают между стенками теплоизоляционной трубы.

При механизированном способе добычи с использованием глубинных насосов плунжерного типа, винтовых насосов, включающих для передачи движения от привода на дневную поверхность колонну насосных штанг, излучатель тепловой энергии размещают только по наружной поверхности колонны НКТ.

Создание в скважине теплового режима посредством температурного экрана позволило создать в подъемных трубах температуру, обеспечивающую текучесть пластовому флюиду на всем пути его движения на поверхность (кривая III, фиг.2).

Таким образом, предлагаемое изобретение позволяет эффективно эксплуатировать любые скважины, добываемый пластовый флюид которых имеет температуру текучести, находящуюся в области положительных значений температур. Преимущественное применение предлагаемого способа - в скважинах, пробуренных в многолетнемерзлых породах, где очень сильно охлаждающее воздействие со стороны окружающей скважину породы, при этом и сама порода защищена от растепления со стороны потока добываемого флюида.

1. Способ эксплуатации скважины, включающий создание теплового режима в скважине, проведение подготовительных операций по обеспечению поддержания теплового режима в лифте колонны насосно-компрессорных труб посредством формирования температурного экрана вокруг поднимающегося по колонне насосно-компрессорных труб пластового флюида и подъем добываемого пластового флюида по колонне насосно-компрессорных труб, отличающийся тем, что в процессе проведения подготовительных операций перед формированием температурного экрана определяют температуру пластового флюида, при которой он еще сохраняет текучесть, путем исследования глубинных проб добываемого пластового флюида, затем скважину выдерживают при отсутствии потока добываемого флюида до момента выравнивания температуры среды во внутренней полости насосно-компрессорных труб и температуры пород за эксплуатационной колонной, после чего снимают геотерму распределения температуры по стволу эксплуатационной колонны и по полученной геотерме и определенной для данной скважины в процессе подготовительных операций температуре добываемого пластового флюида, при которой он еще сохраняет текучесть, устанавливают на колонне насосно-компрессорных труб нижнюю границу, при прохождении которой добываемый пластовый флюид еще сохраняет текучесть, и по этой границе на колонне насосно-компрессорных труб определяют длину и тепловые характеристики температурного экрана, который формируют из участка колонны насосно-компрессорных труб, составленного из теплоизолированных насосно-компрессорных труб с по меньшей мере одним протяженным тепловым излучателем, после чего замещают часть колонны насосно-компрессорных труб участком, составленным из теплоизолированных насосно-компрессорных труб, при этом протяженный тепловой излучатель размещают на наружной поверхности насосно-компрессорных труб и/или в колонне насосно-компрессорных труб, а нижнюю границу температурного экрана размещают по колонне насосно-компрессорных труб на уровне или несколько ниже границы, при прохождении которой добываемый пластовый флюид еще сохраняет текучесть, после чего подключают по меньшей мере один протяженный тепловой излучатель к источнику тепловой энергии и нагревают находящийся в колонне насосно-компрессорных труб пластовый флюид до температуры не менее температуры, при которой он еще сохраняет текучесть, и выводят скважину на режим добычи, при этом температуру выходящего из скважины пластового флюида поддерживают выше температуры, при которой он еще сохраняет текучесть.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что нагрев ведут тепловыми излучателями одновременно или поочередно.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что нагрев ведут постоянно или циклически.

4. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что нагрев ведут по длине скважины избирательно.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве протяженного теплового излучателя используют электрический кабель нагрева или непрерывный гибкий паропровод, заполненный перегретым паром, или непрерывный гибкий нефтепровод, заполненный горячей нефтью или горячей водой.

6. Способ по п.1 или 5, отличающийся тем, что в качестве паропровода или нефтепровода используют кольтюбинговую трубу.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что источник тепловой энергии выполнен регулируемым.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что между эксплуатационной колонной и кондуктором устанавливают дополнительную термоизолированную трубу.

9. Способ по п.1, отличающийся тем, что ниже температурного экрана насосно-компрессорные трубы в колонне дополнительно теплоизолируют с наружной или внутренней поверхности.

10. Способ по п.1 или 9, отличающийся тем, что насосно-компрессорные трубы, расположенные ниже температурного экрана, выполнены из материала с высокими теплоизоляционными свойствами.

11. Способ по п.1 или 5, отличающийся тем, что протяженный тепловой излучатель встроен в наружную металлическую поверхность насосно-компрессорных труб.

12. Способ по п.1, отличающийся тем, что температуру выходящего из скважины пластового флюида поддерживают выше температуры, при которой он еще сохраняет текучесть, как минимум на 0,2%.