Спосіб експлуатації газоконденсатної свердловини

1. Спосіб експлуатації газоконденсатної свердловини, що включає використання глибинного C2 2 (19) 1 3 91138 4 бового дебіту через об'ємну витрату рідини в одичому як колонні труби використовують гнучку труницю часу. При цьому визначення величини фікбу й розташовують її так, щоб ущільнення зайшли сованого об'єму рідини здійснюють безпосередньо в стовбур пакера. в свердловині в інтервалі над продуктивним пласСпосіб, описаний вище в порівнянні, напритом, де конденсат перебуває в неразгазованому клад, з газліфтним дозволяє активно впливати на стані (за умови Р>Рнас.), дебіт визначають за пласт шляхом регулювання депресії. швидкістю переміщення місця розташування рівня Однак, ефективність його використання залеконденсату й водоконденсаторозділу (при наявножить від оперативності регулювання депресії на сті) після зупинки процесу відкачки рідини в період пласт, що не дозволяє оптимізувати режими ексвідновлення заданого значення перепаду тиску на плуатації свердловини. Крім того, в умовах тисків усті й у затрубному просторі свердловини, а відранижче гідростатичного, використання як робочий хування часу відновлення величини заданого знаагент рідини може привести до затисняви газокончення перепаду тиску на усті й у затрубному просденсатної свердловини, що приведе до зниження торі свердловини починають при видобутку її продуктивності. конденсату (суміші конденсату й води) [див. заявку Тому метою технічного рішення, що заявляРФ 3 2006107474]. ють, є забезпечення оптимальних технічних умов Цей спосіб дає гарні результати при визначенексплуатації свердловини на основі комплексних ні параметрів пласта з потужним відкритим вибодосліджень із використанням глибинного струминєм. ного апарата. Однак метод пробних відкачок економічно не В основу винаходу поставлена задача покразавжди можливо застосувати, оскільки він пов'язащення способу експлуатації газоконденсатної свений з компресорною експлуатацією або із трудомірдловини, у якому, внаслідок визначення спочатку стким процесом поршневого тартання, що еконостатичного (Нст) і середнього рівня пласта (Нсрпл), мічно не завжди вигідно. спуску газорідинного струминного насоса на глиВідомий також спосіб експлуатації свердловибину Нсн=(1,25 1,5)Нст, спуску башмака ліфтової ни з використанням глибинного насосного обладколони до середини залягання продуктивного планання, що включає створення розрахункового тисста на глибину Нб=Нср.пл., забезпечення за допомоку при циркуляції робочої рідини протягом 10-15 гою високонапірного газу перепаду тиску в стовбухв. У процесі циркуляції фіксують кількість відкарі свердловини на рівні установки струминного чаної із свердловини рідини, а потім на 5-10 хв насоса, періодичної реєстрації індикаторних діагциркуляцію припиняють. Число таких циклів залерам зміни дебіту газоконденсатної свердловини жить від темпу наростання припливу рідини із пла(Qк) як функції витрати робочого газу (Qpг), газоста. При його стабілізації роботи вважають викового фактора (КГФ) як функції витрати так само наними. [Булатов А.И., Качмар Ю.Д., Макаренко робочого газу (Qpг), і встановлення по індикаторП.П., Яремійчук Р.С. Освоєння свердловин. Довідним діаграмам оптимального технологічний режиковий посібник / під ред.. Р.С. Яремійчука. - Μ.: му, якому відповідає максимальний дебіт конденТОВ «Недра-Бизнесцентр», 1999. - с. 258-259]. сату при мінімальній витраті робочого газу (Qpг) і Особливістю технології є те, що вона дозволяє оптимальній депресії на пласт, забезпечують ностворювати задану депресію на пласт, при необвий технічний результат. Він полягає в можливості хідності управляти її значенням і тривалістю, багабільш точно й оперативно оптимізувати роботу торазово повторювати цикли депресій-репресій на свердловини. За рахунок цього одержують можлипласт. вість не витягаючи глибинного рідинного струминОднак, цей спосіб передбачає початковий ного апарата тривалий час працювати при практиетап експлуатації свердловини з використанням чно постійних значеннях дебіту, витрати робочого струминного апарата в комплекті з гідродинамічгазу й конденсатогазового фактора. ним клапаном, що надалі варто від'єднувати, а Поставлена задача вирішується тим, що у відеякі характеристики свердловини визначають по домому способі експлуатації газоконденсатної відомих аналітичних методиках, що не дозволяє свердловини, що включає використання глибиннооднозначно встановити оптимальні режими ексго газорідинного струминного насоса, при якому плуатації свердловини. попередньо визначають продуктивність свердлоНайбільш близьким до рішення, що заявлявини по рідкій і газовій фазах, відповідно до винають, по призначенню, технічній сутності й резульходу, спочатку визначають статичний рівень газотату, що досягають при використанні, є спосіб тесконденсатної рідини (Нст) і середній рівень пласта тування свердловини за допомогою глибинного (Нср.пл), потім газорідинний струминний насос спуснасосного обладнання, що включає рециркуляцію кають на глибину Нсн=(1,25·1,5)Нст, башмак ліфторобочої рідини через насосно-компресорні труби, вої колони спускають до середини залягання провідкачку суміші робочої рідини й вуглеводнів через дуктивного пласта на глибину Нб=Нср.пл, за міжтрубний простір, завмер витрати рідини, що допомогою високонапірного газу забезпечують виходить із свердловини й визначення коефіцієнта перепад тиску в стовбурі свердловини на рівні продуктивності свердловини [див. опис до патенту установки струминного насоса, періодично реєстРФ №2321740, М. кл. Е21У47/00, опубл. рують індикаторні діаграми зміни дебіту газокон10.03.2007]. Визначення продуктивності добувної денсатної свердловини (Qк) як функції витрати свердловини здійснюють за допомогою гвинтового робочого газу (Qрг), конденсатогазового фактора насоса, що приводить у дію глибинним гідравліч(КГФ) як функції витрати також робочого газу ним об'ємним двигуном, установленим у свердло(Qpг), потім по індикаторним діаграмам встановвині на колоні труб з ущільненнями пакером, прилюють оптимальний технологічний режим, якому 5 91138 6 відповідає максимальний дебіт конденсату при S(t) - швидкість відновлення, м/година, мінімальній витраті робочого газу й оптимальній екстраполюючи криву q=f(t) до перетинання з депресії на пласт. віссю q, визначають початкову миттєву швидкість У якості високонапірного джерела газу викориприпливу рідини із пласта в свердловину. Далі по стовують компресор або газ вісоконапірної газової заміряному пластовому тиску й депресії на пласт свердловини. визначають коефіцієнт продуктивності пласта ( ). Як видно з викладу сутності технічного рішенПриймаючи в першому наближенні оптимальня, що заявляють, воно відрізняється від прототину депресію на рівні ~20% Рпл, визначають очікупу й, отже, є новим. ваний дебіт газу. Рішення має винахідницький рівень. Відомий По орієнтовній депресії визначають зниження спосіб підбора глибинного відцентрового електродинамічного рівня НД=102 P/Sн і, відповідно динасоса [Середа Н.Г., Цукрів В.Α., Тимашев А.Н. намічний рівень Ηд=Нст+ Нд. Супутник нафтовика й газовика: Довідник. - М.: По статичному (Нст) і динамічному (Нд) рівнях Надра, 1986. - с. 231-237], що припускає для оптивизначають орієнтовну глибину установки глибинмізації положення глибинного насосного обладного струминного насоса (Нсн) і глибину допуску нання використовувати діаграми розподілу піску в башмака ліфтової колони (Нб) експлуатаційній колоні й насосно-компресорній трубі (НКТ) і графіки, що відбивають зв'язок між Нсн=(1,25 1,5)Нст, Нб=Нср.пл., глибиною підвіски й напором насоса. Згаданий спосіб підбора заглибного відцентде Нср.пл. - середина інтервалу розкриття прорового обладнання, а отже й експлуатації сверддуктивного шару. ловини з його використанням, вимагає виміру веДалі відповідно до технологічної схеми осволикої кількості параметрів і виконання складних юють свердловину й знімають індикаторні діаграрозрахунків, що робить його витратним і позбавми, а саме залежності дебіту конденсату (Qк) і ляє оперативності його застосування. конденсатогазового фактора (КГФ) у функції виГазліфтний спосіб також не дозволяє так опетрати робочого газу (Qрг) і будують залежності ративно управляти депресією, як за допомогою Qк=f(Qрг) і КГФ = f(Qрг). По графіках визначають струминного апарата. оптимальні умови експлуатації свердловини при Пропоноване технічне рішення принципово візаданих конструктивних параметрах насоса (діадрізняється від згаданого вище тим, що спрощує метр сопла, діаметр камери змішування). одержання й здійснення умов оптимізації експлуаУ випадку нормальної характеристики свердтації свердловини шляхом використання деяких ловину експлуатують на оптимальному технологіприйомів роботи з газліфтними свердловинами. чному режимі, обумовленому в точці торкання доПропоноване рішення промислово застосовне тичної до графіку залежності Qк=f(Qрг), проведеної й приблизно буде використане на Тимофіївському з початку координат. В ідеальному випадку визнаі Березівському родовищах. чені по індикаторній діаграмі параметри експлуаНа Фіг. показані графіки залежності дебіту тації свердловини повинні збігатися з визначеними конденсату Qк як функції витрати (дебіту) робочого по графіку відновлення рівня, а саме оптимальний газу Qрг і конденсатогазового фактора КГФ як фундебіт конденсату (Qк) і відповідний йому коефіцієнт кції витрати також робочого газу Qрг. продуктивності ( ), що визначають по динаміці Спосіб здійснюють таким чином. Попередньо рівня рідини (нафти). знімають криву відновлення рівня рідини, для чого У випадку розбіжності цих даних або неможспочатку його знижують, видаляючи частину рідиливості зняття індикаторних залежностей, процес ни зі стовбура свердловини, наприклад, газліфтповторюють при інших конструктивних параметрах ним способом. Після вирівнювання рівнів рідини в насоса (діаметр сопла, діаметр камери змішання) і трубному й затрубному просторах знімають криву так доти, поки не будуть визначені оптимальні тевідновлення рівня. хнологічні умови експлуатації шпари. По залежності миттєвої швидкості від часу Як видно з викладу технічної сутності рішення й приклада його конкретного здійснення, запропо-4 q=m10 FS(t), дe нований спосіб істотно простіше відомих і дозволяє досить оперативно оптимізувати роботу свер3 q - миттєва швидкість, м /сут, дловини. F - площа перетину, у якому перебуває рідина, 2 см , 7 91138 8 В описі до патенту на винахід графічні зображення та текст подаються в редакції заявника Комп’ютерна верстка О. Гапоненко 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