Спосіб експлуатації рідинної (нафтової) свердловини

Спосіб експлуатації рідинної (нафтової) свердловини, що включає використання глибинного рідинного струминного насоса, при якому попередньо знімають графік відновлення рівня рідини (нафти) і визначають продуктивність свердловини, який відрізняється тим, що спочатку визначають 3 нання, що включає створення розрахункового тиску при циркуляції робочої рідини протягом 10-15хв. У процесі циркуляції фіксують кількість відкачаної зі свердловини рідини, а потім на 5-10хв циркуляцію припиняють. Число таких циклів залежить від темпу наростання припливу рідини з пласта. При його стабілізації роботи вважають виконаними [Булатов А.И., Качмар Ю.Д., Макаренко П.П., Яремійчук Р.С. Освоєння свердловин. Довідковий посібник/ під ред.. Р.С. Яремійчука. - М.: ТОВ «Недра-Бизнесцентр», 1999. - с.258-259]. Особливістю технології є те, що вона дозволяє створювати задану депресію на пласт, при необхідності управляти нею та її тривалістю, багаторазово повторювати цикли депресій-репресій на пласт. Однак, спосіб передбачає початковий етап експлуатації свердловини з використанням струминного апарата, в комплекті з гідродинамічним клапаном, який надалі варто від'єднувати, а деякі характеристики свердловини визначають по відомих методиках, що не дозволяє встановити оптимальні режими експлуатації свердловини. Найбільш близьким до рішення, що заявляють, по призначенню, технічній сутності й результату, що досягають при використанні, є спосіб експлуатації рідинної (нафтової) свердловини, який включає використання глибинного рідинного струминного насоса, при якому попередньо знімають графік відновлення рівня рідини (нафти) і визначають продуктивність свердловини [див. Ефективні шляхи пошуків, розвідки й розробки покладів нафти Білорусі: Матеріали науково-практичної конференції (5-6 жовтня 2006 р.) - Гомель: РУП «Виробниче об'єднання «Беларуснефть», 2007. 770с.]. При здійсненні технологічного процесу необхідно вимірювати кількість рідини, газу, що припливають з пласта, відбирати проби й при можливості виконувати аналіз нафти й пластової води, їхню концентрацію (в %), кількість і склад твердої фази, механічних домішок, тощо. Спосіб, описаний вище в порівнянні, наприклад, з газліфтним дозволяє активно впливати на пласт шляхом регулювання депресії. Однак, ефективність його використання залежить від оперативності регулювання депресії на пласт, що не дозволяє оптимізувати режими експлуатації свердловини. Тому метою технічного рішення, що заявляють, є забезпечення оптимальних технічних умов експлуатації свердловини на основі комплексних досліджень на продуктивність із використанням глибинного рідинного струминного апарата. В основу корисної моделі поставлена задача покращення способу експлуатації рідинної (нафтової) свердловини, в якому, внаслідок визначення спочатку статичного (Нст) і динамічного (Нд) рівня рідини, спуска рідинного струминного насоса на глибину Нсн=(1,5-2,0)Нст, спуска башмака ліфтової колони на глибину Нб=(1,2-1,5)Нд, забезпечення за допомогою силового насоса перепаду тиску в стовбурі свердловини на рівні установки струминного насоса, періодичної реєстрації індикаторних діаграм зміни дебіту нафтової свердловини (Qн) як функції витрати робочої рідини (Qpp), газового фа 40508 4 ктора (ГФ) як функції витрати так само робочої рідини (Qpp), і встановлення по індикаторним діаграмам оптимального технологічного режиму, якому відповідає максимальний дебіт нафти при мінімальній витраті рідини й оптимальної депресії на пласт, забезпечують новий технічний результат. Він полягає в можливості більш точно і оперативно оптимізувати роботу свердловини. За рахунок цього одержують можливість, не витягаючи глибинного рідинного струминного апарата, тривалий час працювати при практично постійних значеннях дебіту, витраті робочої рідини й газового фактора. Поставлена задача вирішується тим, що у відомому способі експлуатації рідинної (нафтової) свердловини, що включає використання глибинного рідинного струминного насоса, при якому попередньо знімають графік відновлення рівня рідини (нафти) і визначають продуктивність свердловини, відповідно до корисної моделі, спочатку визначають статичний (Нст) і динамічний рівень рідини (Нд), глибинний рідинний струминний насос спускають на рівень Нсн=(1,5-2,0)Нст, башмак ліфтової колони спускають на глибину Нб=(1,2-1,5)Нд, за допомогою силового насоса забезпечують перепад тиску в стовбурі свердловини на рівні установки струминного насоса, періодично реєструють індикаторні діаграми зміни дебіту нафтової свердловини (Qн) як функцію витрати робочої рідини (Qpp), газового фактора (ГФ) як функцію витрати також робочої рідини (Qpp), потім по індикаторній діаграмі встановлюють оптимальний технологічний режим, якому відповідає максимальний дебіт нафти при мінімальній витраті рідини й оптимальній депресії на пласт. Як видно з викладу сутності рішення, що заявляють, воно відрізняється від прототипу й, отже, є новим. Відомий спосіб підбору заглибного відцентрового електронасоса [Середа Н.Г., Цукрів В.А., Тимашев А.Н. Супутник нафтовика й газовика: Довідник. - М.: Надра, 1986. - с.231-237], що припускає для оптимізації положення заглибного насосного встаткування використати діаграми розподілу тиску в експлуатаційній колоні й насоснокомпресорній трубі (НКТ) і графіки, що відбивають зв'язок між глибиною підвіски й напором насоса. Згаданий спосіб підбору заглибного відцентрового насосу, а отже й експлуатації свердловини з його використанням вимагає виміру великої кількості параметрів і виконання складних розрахунків, що робить його витратним і позбавляє оперативності його застосування. Технічне рішення, що пропонують, принципово відрізняється від згаданого вище тим, що спрощує одержання й здійснення умов оптимізації експлуатації свердловини шляхом використання деяких прийомів роботи з газліфтними свердловинами. Рішення, що пропонують, промислово застосовне й можливо буде використане на Солохівському, Яблунівському та інших родовищах. На Фіг. показані індикаторні діаграми залежності дебіту нафтової свердловини (Qн) як функції витрати робочої рідини (Qpp) і газового фактора (ГФ) як функції витрати також робочої рідини (Qpp), Спосіб здійснюють таким чином. Попередньо 5 40508 6 знімають графік відновлення рівня рідини, для По графіках визначають оптимальні умови експлучого спочатку його знижують, видаляючи частину атації свердловини при заданих конструктивних рідини зі стовбура свердловини, наприклад, газліпараметрах насоса (діаметр сопла, діаметр камефтним способом. Після вирівнювання рівнів рідини ри змішування). в трубному й затрубному просторах знімають граУ випадку нормальної характеристики, що відфік відновлення рівня. повідає графікам, які показані на Фіг., свердловину По залежності миттєвої швидкості від часу експлуатують на оптимальному технологічному режимі, що відповідає точці торкання дотичної до q = m10-4 FS(t ), де графіку залежності Qн=f(Qрр), проведеної з початку q - миттєва швидкість, м3/доб., координат. В ідеальному випадку визначені по F - площа перетину, у якому перебуває рідина, індикаторній діаграмі параметри експлуатації свесм2, рдловини повинні збігатися з визначеними на граS(t) - швидкість відновлення, м/год., фіку відновлення рівня, а саме оптимальний дебіт екстраполюючи графік q=f(t) до перетинання з нафти (Qн) і відповідний йому коефіцієнт продуквіссю q, визначають початкову миттєву швидкість тивності ( h ), що визначають по динаміці рівня припливу рідини із пласта в свердловину. Далі по рідини (нафти). заміряному пластовому тиску й депресії на пласт У випадку розбіжності цих даних або неможвизначають коефіцієнт продуктивності свердловиливості зняття індикаторних залежності, процес ни ( h ). повторюють при інших конструктивних параметрах Приймаючи в першому наближенні оптимальнасоса (діаметр сопла, діаметр камери змішуванну депресію на рівні -20% Рпл, визначають очікуваня) і так до тих пір, поки не будуть визначені оптиний дебіт нафти. мальні технологічні умови експлуатації свердлоПо орієнтовній депресії визначають зниження вини. динамічного рівня D Нд=102 D P/Sh і, відповідно, За результатами проведених досліджень, надинамічний рівень Нд=Hст+ D Нд. приклад для Солохівського родовища на прикладі По статичному (Нст) і динамічному (Нд) рівнях свердловини №200 були встановлені наступні опвизначають орієнтовну глибину установки глибинтимальні технологічні параметри: ного струминного насоса (Нсн) і глибину допуску = 2,36 м / добу × МПа, Н = 2350м, Dр h = 1564 м, Н = 6= 12 т/сут ,0 МПа, Q башмака ліфтової колони (Нб) . Як видно з викладу технічної сутності рішення й Нсн=(1,5-2,0)Нст, Нб=(1,2-1,5)Нд. приклада його конкретного здійснення, запропоноДалі, відповідно до технологічної схеми, освований спосіб істотно простіше відомих і дозволяє юють свердловину й знімають індикаторні діаградосить оперативно оптимізувати роботу свердломи, а саме залежності дебіту нафти (Qн) і газового вини. фактора (ГФ) у функції витрати робочої рідини (Qpp) і будують залежності Qн=f(Qpp) і ГФ = f(Qpp). 3 сн Комп’ютерна верстка А. Крулевський Підписне б опт Тираж 28 прим. Міністерство освіти і науки України Державний департамент інтелектуальної власності, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 опт