Спосіб експлуатації рідинної, зокрема нафтової, свердловини

Спосіб експлуатації рідинної, зокрема нафтової, свердловини, обладнаної ліфтовою колоною з башмаком та глибинним рідинним струминним насосом, за яким попередньо знімають графік відновлення рівня рідини, зокрема нафти, і визначають продуктивність свердловини, який відрізняється тим, що спочатку визначають статичний (Нст) і динамічний (Нд) рівні рідини, рідинний струминний насос спускають на глибину Нсн = (1,5 2,0) Нcт, башмак ліфтової колони спускають на глибину Нб = (1,2 1,5) Нд, за допомогою додаткового 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 також як функцію Q pp, потім за індикаторною діаграмою встановлюють оптимальний технологічний режим, якому відповідає максимальний Qн при мінімальній Qpp й оптимальній депресії на пласт. UA (21) a200813611 (22) 25.11.2008 (24) 25.02.2010 (46) 25.02.2010, Бюл.№ 4, 2010 р. (72) ХОМИН ІВАН ІВАНОВИЧ, БІКМАН ЄФИМ СЕМЕНОВИЧ, АТАМАНЧУК ІГОР СТЕПАНОВИЧ, КУКУРА БОГДАН МИХАЙЛОВИЧ, ЛІСОВСЬКИЙ ВАЛЕРІЙ САВОВИЧ, ЛІСОВСЬКИЙ ІГОР ВАЛЕРІЙОВИЧ (73) ХОМИН ІВАН ІВАНОВИЧ (56) Эффективные пути поисков, разведки и разработки залежей нефти Беларуси: Материалы науч.-практ. конф. (5-6 октября 2006 г.) - Гомель: "Белоруснефть", 2007.- С.258-259 Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и газовика. Справочник.- М: "Недра", 1986.- С.231-237 UA 55159, A, 17.03.2003 SU 747990, A1, 15.07.1980 SU 1573143, A1, 23.06.1990 RU 2202039, C2, 10.04.2003 RU 2321740, C2, 10.04.2008 US 4689989, A, 01.09.1987 US 4738313, A, 19.04.1988 C2 2 (19) 1 3 влення величини заданого значення перепаду тиску на усті й у затрубному просторі свердловини починають при видобутку чистої (обводненої) нафти [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 з 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 10-15 хв. У процесі циркуляції фіксують кількість відкачаної зі свердловини рідини, а потім на 5-10 хв 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., Яремийчук Р.С. Освоение скважин. Справочное пособие под ред. Р.С. Яремийчука. - М.: ООО 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 Эффективные пути поисков, разведки и разработки залежей нефти Беларуси: Материалы науч.-практ. конференции (5-6 октября 2006 г.) Гомель: РУП «Производственное объединение «Беларуснефть», 2007. С.258-259 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 89727 4 експлуатації свердловини на основі комплексних досліджень на продуктивність із використанням глибинного рідинного струминного апарата. В основу винаходу поставлена задача покращення способу експлуатації рідинної (нафтової) свердловини, в якому, внаслідок визначення спочатку статичного (Нст) і динамічного (Нд) рівня рідини, спуску рідинного струминного насоса на глибину Нсн = (1,5 2,0) Нст, спуску 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 (Q H) як функції витрати робочої рідини (Qpp), газового фактора (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 винаходу, 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 (QH) як функцію витрати робочої рідини (Q pp), 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. Рішення має винахідницький рівень. Відомий спосіб підбору заглибного відцентрового електронасоса [Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяник и газовика. Справочник.- М: «Недра», 1986. C.231-237], що припускає для оптимізації положення заглибного насосного устаткування використати 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 підбору заглибного відцентрового насосу, а отже й експлуатації свердловини з його використанням вимагає виміру великої кіль 5 кості 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 (QH) як функції витрати робочої рідини (Qpp) і газового фактора (ГФ) як функції витрати також робочої рідини (Qpp). Спосіб здійснюють таким чином. Попередньо знімають графік 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 графік відновлення рівня. По залежності миттєвої швидкості від часу q = m 10-4 FS (9t), де q - миттєва швидкість, м3/доб., F - площа перетину, у якому перебуває рідина, см2, S(t) - швидкість відновлення, м/год.., екстраполюючи графік 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 свердловини (η). Приймаючи в першому наближенні оптимальну депресію на рівні ~20% Рпл, визначають очікуваний дебіт нафти. По орієнтовній депресії визначають зниження динамічного рівня Нд = 102 P/Sн і, відповідно, динамічний рівень Ηд = Нст + НД. По статичному (Нст) і динамічному (Нд) рівнях визначають орієнтовну глибину установки глибин 89727 6 ного струминного насоса (Нсн) і глибину допуску башмака ліфтової колони (Нб) Нсн = (1,5 2,0)Нст, Нб = (1,2 1,5)НД. Далі, відповідно до технологічної схеми, освоюють свердловину й знімають індикаторні діаграми, а саме залежності дебіту нафти (QH) і газового фактора (ГФ) у функції витрати робочої рідини (Qpp) і будують залежності QH = f(QPP) і ГФ = f(Qpp). По графіках визначають оптимальні умови експлуатації свердловини при заданих конструктивних параметрах насоса (діаметр сопла, діаметр камери змішування). У випадку нормальної характеристики, що відповідає графікам, які показані на фіг., свердловину експлуатують на оптимальному технологічному режимі, що відповідає точці торкання дотичної до графіку залежності QH = f(Qpp), проведеної з початку координат. В ідеальному випадку визначені по індикаторній діаграмі параметри експлуатації свердловини повинні збігатися з визначеними на графіку відновлення рівня, а саме оптимальний дебіт нафти (Qн) 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 змішування) і так до тих пір, поки не будуть визначені оптимальні технологічні умови експлуатації свердловини. За результатами проведених досліджень, наприклад для Солохівського родовища на прикладі свердловини № 200 були встановлені наступні оптимальні технологічні параметри: η = 2,36 м3/доб. МПа, Нсн = 1564 м, Нб = 2350м, ропт = 6,0 МПа, Qoпт = 12 т/доба. Як видно з викладу технічної сутності рішення й прикладі його конкретного здійснення, запропонований спосіб істотно простіше відомих і дозволяє досить оперативно оптимізувати роботу свердловини. 7 Комп’ютерна верстка І.Скворцова 89727 8 Підписне Тираж 26 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