Спосіб експлуатації газоконденсатної свердловини

1. Спосіб експлуатації газоконденсатної свердловини, що включає використання глибинного газорідинного струминного насоса, при якому попередньо визначають продуктивність свердловини по рідкій і газовій фазах, який відрізняється тим, що спочатку визначають статичний рівень газоконденсатної рідини (Нст) і середній рівень пласта (Нсрпл), потім газорідинний струминний насос спускають на глибину Нсн=(1,25+1,5)Нст, 3 дебіт визначають за швидкістью переміщення місця розташування рівня конденсату й водоконденсаторозділу (при наявності) після зупинки процесу відкачки рідини в період відновлення заданого значення перепаду тиску на усті й у затрубному просторі свердловини, а відрахування часу відновлення величини заданого значення перепаду тиску на усті й у затрубному просторі свердловини починають при видобутку конденсату (суміші конденсату й води) [див. заявку РФ 3 2006107474]. Цей спосіб дає гарні результати при визначенні параметрів пласта з потужним відкритим вибоєм. Однак метод пробних відкачок економічно не завжди можливо застосувати, оскільки він пов'язаний з компресорною експлуатацією або із трудомістким процесом поршневого тартания, що економічно не завжди вигідно. Відомий також спосіб експлуатації свердловини з використанням глибинного насосного обладнання, що включає створення розрахункового тиску при циркуляції робочої рідини протягом 10-15хв. У процесі циркуляції фіксують кількість відкачаної із свердловини рідини, а потім на 5-10хв циркуляцію припиняють. Число таких циклів залежить від темпу наростання припливу рідини із 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 її значенням і тривалістю, багаторазово повторювати цикли депресійрепресій на пласт. Однак, цей спосіб передбачає початковий етап експлуатації свердловини з використанням струминного апарата в комплекті з гідродинамічним клапаном, що надалі варто від'єднувати, а деякі характеристики свердловини визначають по відомих аналітичних методиках, що не дозволяє однозначно встановити оптимальні режими експлуатації свердловини. Найбільш близьким до рішення, що заявляють, по призначенню, технічній сутності й результату, що досягають при використанні, є спосіб тестування свердловини за допомогою глибинного насосного обладнання, що включає рециркуляцію робочої рідини через насоснокомпресорні труби, відкачку суміші робочої рідини й вуглеводнів через міжтрубний простір, завмер витрати рідини, що виходить із свердловини й визначення коефіцієнта продуктивності свердловини [див. опис до патенту РФ №2321740, М. кл. Е21У47/00, опубл. 10.03.2007]. Визначення продуктивності добувної свердловини здійснюють за допомогою гвинтового насоса, що приводить у дію г либинним гідравлічним об'ємним двигуном, установленим у свердловині на колоні труб з ущільненнями пакером, причому як колонні труби використовують гнучку трубу 40509 4 й розташовують її так, щоб ущільнення зайшли в стовбур пакера. 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. Крім того, в умовах тисків нижче гідростатичного, використання як робочий агент рідини може привести до затисняви газоконденсатної свердловини, що приведе до зниження її продуктивності. Тому метою технічного рішення, що заявляють, є забезпечення оптимальних технічних умов експлуатації свердловини на основі комплексних досліджень із використанням глибинного струминного апарата. В основу корисної моделі поставлена задача покращення способу експлуатації газоконденсатної свердловини, у якому, внаслідок визначення спочатку статичного (Нст) і середнього рівня пласта (Нсрпл) спуску газорідинного струминного насоса на глибину Нсн=(1,25 ¸ 1,5)Нст, спуску башмака ліфтової колони до середини залягання продуктивного пласта на глибину Нб =Нср.пл., забезпечення за допомогою високонапірного газу перепаду тиску в стовбурі свердловини на рівні установки струминного насоса, періодичної реєстрації індикаторних діаграм зміни дебіту газоконденсатної свердловини (QK) ЯК функції витрати робочого газу (Qpг), газового фактора (КГФ) як функції витрати так само робочого газу (Q pг ), і встановлення по індикаторним діаграмам оптималь ного технологічний режиму, якому відповідає максимальний дебіт конденсату при мінімальній витраті робочого газу (Qpг) і оптимальній депресії на пластшар, забезпечують новий технічний результат. Він полягає в можливості більш точно й оперативно оптимізувати роботу свердловини. За рахунок цього одержують можливість, не витягаючи глибинного рідинного струминного апарата, тривалий час працювати при практично постійних значеннях дебіту, витрати робочого газу й конденсатогазового фактора. Поставлена задача вирішується тим, що у відомому способі експлуатації газоконденсатної свердловини, що включає використання глибинного газорідинного струминного насоса, при якому попередньо визначають продуктивність свердловини по рідкій і газовій фазах, відповідно до корисної моделі, спочатку визначають статичний рівень газоконденсатної рідини (Нст) і середній рівень пласта (Hcp.пл), потім газорідинний струминний насос спускають на глибину Нсн=(1,25 ¸ 1,5)Нст, башмак ліфтової колони спускають до середини залягання продуктивного пласта на глибину Нб=Hcp.пл, за допомогою високонапірного газу забезпечують перепад тиску в стовбурі свердловини на рівні установки струминного насоса, періодично реєструють індикаторні діаграми зміни дебіту газоконденсатної свердловини (QK) ЯК функції витрати робочого газу (Qpг), конденсатогазового фактора (КГФ) як функції витрати також робочого газу (Qpг),потім по індикаторним діаг 5 рамам встановлюють оптимальний технологічний режим, якому відповідає максимальний дебіт конденсату при мінімальній витраті робочого газу й оптимальній депресії на пласт. У якості високонапірного джерела газу використовують компресор або газ вісоконапірної газової свердловини. Як видно з викладу сутності технічного рішення, що заявляють, воно відрізняється від прототипу й, отже, є новим. Відомий спосіб підбора глибинного 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 глибинного насосного обладнання використовувати діаграми розподілу тиску в експлуатаційній колоні й насосно-компресорній трубі (НКТ) і графіки, що відбивають зв'язок між глибиною підвіски й напором насоса. Згаданий спосіб підбора заглибного відцентрового обладнання, а отж е й експлуатації свердловини з його використанням, вимагає виміру великої кількості параметрів і виконання складних розрахунків, що робить його витратним і позбавляє оперативності його застосування. Газліфтний спосіб також не дозволяє так оперативно управляти депресією, як за допомогою струминного апарата. Пропоноване технічне рішення принципово відрізняється від згаданого вище тим, що спрощує одержання й здійснення умов оптимізації експлуатації свердловини шляхом використання деяких прийомів роботи з газліфтними свердловинами. Пропоноване рішення промислово застосовне й приблизно буде використане на Тимофійївському і Березівському родовищах. На Фіг. показані графіки залежності дебіту конденсату QK як функції витрати (дебіту) робочого газу Qpг і конденсатогазового фактора КГФ як функції витрати також робочого газу Qpг. Спосіб здійснюють таким чином. Попередньо знімають криву відновлення рівня рідини, для чого спочатку його знижують, видаляючи частину рідини зі стовбура свердловини, наприклад, газліфтним способом. Після вирівнювання рівнів рідини в трубному й затрубному просторах знімають криву відновлення рівня По залежності миттєвої швидкості від часу q=m10-4FS(t), де q - миттєва швидкість, м3/сут, 40509 6 F - площа перетину, у якому перебуває рідина, см, S(t) - швидкість відновлення, м/година, екстраполюючи криву q=f(t) до перетинання з віссю q, визначають початкову миттєву швидкість припливу рідини із пласта в свердловину. Далі по заміряному пластовому тиску й депресії на пласт визначають коефіцієнт продуктивності пласта (η). Приймаючи в першому наближенні оптимальну депресію на рівні ~20% Рпл, визначають очікуваний дебіт газу. По орієнтовній депресії визначають зниження динамічного рівня ∆НД=102∆Р/Sн і, відповідно динамічний рівень Нд=Нст+∆НД. По статичному (Нcт) і динамічному (Нд) рівнях визначають орієнтовну глибину установки глибинного струминного насоса (Нсн) і глибину допуску башмака ліфтової колони (Нб) Нсн=(1,25¸1,5)Нст, Нб = Нср.пл де Нср.пл - середина інтервалу розкриття продуктивного шару. Далі відповідно до технологічної схеми освоюють свердловину й знімають індикаторні діаграми, а саме залежності дебіту конденсату (QK) і конденсатогазового фактора (КГФ) у функції витрати робочого газу (Qpг) і будують залежності QK=f(Qpг) і КГФ=f(Qpг). По графіках визначають оптимальні умови експлуатації свердловини при заданих конструктивних параметрах насоса (діаметр сопла, діаметр камери змішування). У випад ку нормаль ної характеристики свердловину екс плуатують на оптималь ному технологічному режимі, обумовленому в точці торкання дотичної до графіку залежності QK=f(Qpг), проведеної з початку координат. В ідеальному випадку визначені по індикаторній діаграмі параметри експлуатації свердловини повинні збігатися з визначеними по графіку відновлення рівня, а саме оптимальний дебіт конденсату (QK) і відповідний йому коефіцієнт продуктивності (η), що визначають по динаміці рівня рідини (нафти). У випадку розбіжності цих даних або неможливості зняття індикаторних залежностей, процес повторюють при інших конструктивних параметрах насоса (діаметр сопла, діаметр камери змішання) і так доти, поки не будуть визначені оптимальні технологічні умови експлуатації шпари. Як видно з викладу технічної сутності рішення й приклада його конкретного здійснення, запропонований спосіб істотно простіше відомих і дозволяє досить оперативно оптимізувати роботу свердловини. 7 Комп’ютерна верстка Н. Лисенко 40509 8 Підписне 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