Спосіб оптимізації роботи газових та газоконденсатних свердловин в умовах падаючого видобутку

Реферат: Спосіб оптимізації роботи газових та газоконденсатних свердловин в умовах падаючого видобутку включає змінення тиску у привибійній зоні та промислових комунікаціях за рахунок обмеження притоку газу. При цьому періодично зупиняють свердловину. UA 69221 U (12) UA 69221 U UA 69221 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 Корисна модель належить до газової промисловості, зокрема до способів підбору оптимальних режимів роботи газових та газоконденсатних свердловин на виснажених родовищах. Відомо, що на завершальній стадії розробки газоконденсатних родовищ при суттєвому відборі газу і зниженні пластового тиску на вибої свердловин накопичується рідина, яка заважає притоку газу та при певних обставинах може припинити його зовсім. Для підтримання видобутку газу рідину видаляють різними способами. Відомий спосіб видалення рідини із свердловини (патент Російської Федерації № 2248443, 7 МПК Е21В43/00, публ. 20.03.2005 р.), що передбачає нагнітання у свердловину піно- та газоутворюючих речовин, розчинення їх у пластовій воді, утворення піни та газу і заміщення рідини в свердловині на піну. Як піноутворююча речовина використовується сульфанол. Відомий спосіб видалення та збору рідини газоконденсатних свердловин і шлейфів (патент 9 України на корисну модель № 32695, МПК Е21В 43/00, публ. 26.05.2008 р.) включає видобуток газу з періодичним видаленням рідини з вибою свердловини продувкою. Для видалення рідини з газового потоку його спрямовують через сепаратор. Відомий спосіб видалення рідини зі шлейфів газоконденсатних свердловин (патент України 7 на корисну модель № 24956, МПК Е21В 43/00, публ. 25.07.2007 р.) передбачає підключення шлейфів свердловин, що працюють з низькими робочими тисками, через перемички до шлейфів інших свердловин, які працюють з високим робочим тиском. В усіх цих способах видалення рідини із свердловини або з її шлейфів є суттєвий недолік - у процесі продувок та під час прокачування поверхнево-активних речовин (ПАР) суттєво знижується привибійний тиск, що стимулює подальший приплив пластової води у свердловину. Для виконання операцій, передбачених вказаними способами, необхідне спеціальне устаткування, реагенти, час. При цьому не гарантується стабільне збільшення видобутку газу, а після використання ПАР необхідно очищення газу, оскільки сепаратори на установці комплексної підготовки газу (УКПГ) їх не уловлюють, а якість газу погіршується. Найбільш близьким до запропонованого є спосіб експлуатації газоконденсатного родовища 9 (патент Російської Федерації № 2366803, МПК Е21В43/00, Е21В37/00, публ. 10.09.2009 р.), за яким здійснюється оптимізація режиму роботи свердловин шляхом їх дослідження на газоконденсатність, періодичного очищення привибійної зони пласта від вуглеводневого конденсату, що випадає при зниженні пластового тиску, та збільшення тиску у привибійній зоні та промислових комунікаціях за рахунок обмеження притоку газу. При цьому спочатку максимально утримують, а потім збільшують дебіт газу, зберігають, коригують або знімають раніше встановлені обмеження припливу пластового газу. Однак, використання цього способу можливе лише при наявності значного дебіту газу у свердловині, достатнього для збільшення тиску при обмеженні притоку, але не для виснажених 3 свердловин, що мають низький та наднизький дебіт (0,1-10 тис.м /доб.). Задачею корисної моделі є збільшення продуктивності свердловин, які мають низький та наднизький дебіт, за рахунок поновлення продуктивності свердловин на завершальній стадії розробки в умовах падаючого тиску. Поставлена задача вирішується тим, що свердловину періодично зупиняють при затрубному тиску (Рзатр.) не нижче 80 % від статичного і пускають в роботу при затрубному тиску не нижче 90 % від статичного та визначеним годинним дебітом, виходять на такий режим, що дозволяє за час роботи отримати максимально допустиму, згідно з технологічним режимом, кількість газу. Суттєвою перевагою запропонованого способу у порівнянні з відомими є практично безвитратне збільшення продуктивності свердловин та збільшення газоконденсатного фактора за рахунок вибору оптимального режиму їх роботи. Використання запропонованого способу дозволяє поновити роботу свердловин на завершальній стадії розробки без виконання робіт, що додатково потребують використання спеціальних засобів та матеріалів. Крім того, при впровадженні способу стабілізується робота і зменшується час простою свердловини, збільшується коефіцієнт вилучення вуглеводнів, що дозволяє одержати значний економічний ефект. Спосіб використовується наступним чином. Малодебітна свердловина зупиняється для набору тиску, трубний та затрубний простори з'єднуються. Час зупинки складає дві - три тривалості останнього заміру статичного тиску (Рст). Після зростання тиску до 90 % від статичного (0,9Рст) свердловину пускають в роботу з постійним годинним дебітом (Qгод) через шайбу або регулюючий штуцер. Дебіт (Qгод) вибирається з розрахунку отримати максимально допустиму для даної свердловини кількість газу (Qдоп) за 12 годин роботи (Qдоп/12). Після відбору Qдоп, або зменшення Рзатр до 0,8 Рст свердловина зупиняється для набору тиску. Під час наступного пуску свердловини Qгод 1 UA 69221 U 5 10 15 20 25 коригується у наступних випадках: при швидкому досягненні Q доп або при швидкому зменшенні Рзат до 0,8 Рст. Під час наступного пуску свердловини у роботу Q год зменшують таким чином, щоб інші параметри довести до оптимального рівня. В разі, коли Рзат зменшується та швидко досягає рівня 0,8 Рст, свердловину закривають, незважаючи на те, що Q доп не відібрано. Після збільшення Рзат до 0,9 Рст свердловину пускають в роботу з Qгод меншим, ніж в попередньому циклі. Зменшення Qгод пропорційне відношенню Qдоп/Qo де Qo - фактично відібрана кількість газу. Відповідно, при необхідності збільшити Qгод, це робиться в тій пропорції, в якій знаходяться Qдоп та Qo. Спосіб випробуваний на свердловинах УКПГ № 20 Шебелинського газоконденсатного родовища. Свердловина зі статичним тиском Рст=2,5 МПа останні три роки мала допустимий 3 3 дебіт Qдоп=10 тис.м /доб та годинний дебіт Qгод=0,41 тис.м /год. Свердловину зупинено з затрубним тиском Рзат=1,4 МПа. Розрахунком визначаємо: тиск зупинки свердловини Рзатр≥0,8Рст=0,82,5=2,0 МПа; тиск пуску свердловини в роботу Рзатр≥0,9Pст=0,92,5=2,25 МПа; 3 3 при умові роботи не менш 12 годин на добу Qгод=10 тис. м /12=0,8 тис. м . Після зупинки свердловина набрала тиск Рзатр=2,25 МПа за 58 діб і була пущена в роботу з 3 Qгод=0,8 тис. м /год. За 3 години Рзатр зменшилося до 2,0 МПа, що відповідає 0,8 Рст, тому свердловину зупинено. Рзатр збільшилося до 2,25 МПа за 22 доби і свердловину пущено в 3 роботу з Qгод=0,8 тис. м /год. За 4 години Рзатр зменшилося до 2,0 МПа. Свердловину зупинено. 3 Після зростання Рзатр до 2,25 МПа за 16 діб свердловина працювала з Q год=0,8 тис. м /год. 6 годин і була зупинена при Рзатр=2,0 МПа. За 9 діб свердловина набрала тиск Рзатр=2,25 МПа і 3 знов пущена в роботу з Qгод=0,8 тис. м /год. на 6 годин до зменшення Рзатр до 2,0 МПа. У подальшому час простою свердловини зменшувався, а час роботи збільшувався. Після коригування параметрів рівень води у свердловині значно зменшився, свердловина працює у такому режимі: пуск з Рзатр=2,25 МПа, Qгод=0,94, час роботи - 16 годин на добу, що дозволяє 3 стабільно видобувати 15 тис. м за добу. Запропонований спосіб може бути використаний на газових та газоконденсатних свердловинах родовищ, що знаходяться на завершальній стадії розробки. 30 ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ 35 Спосіб оптимізації роботи газових та газоконденсатних свердловин в умовах падаючого видобутку, за яким змінюють тиск у привибійній зоні та промислових комунікаціях за рахунок обмеження притоку газу, який відрізняється тим, що шляхом періодичних зупинок свердловин при затрубному тиску не нижче 80 % від статичного і пуску в роботу свердловин при затрубному тиску не нижче 90 % від статичного з визначеним годинним дебітом, виходять на такий режим, що дозволяє за час роботи отримати максимально допустиму кількість газу. Комп’ютерна верстка М. Ломалова Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 2