Спосіб експлуатації рідинної свердловини, зокрема з високов’язкою нафтою

Реферат: Спосіб експлуатації рідинної свердловини, зокрема з високов'язкою нафтою включає обладнання свердловини ліфтовою колоною та глибинним рідинним насосом, за яким попередньо знімають криву відновлення рівня рідини, визначають продуктивність свердловини, статичний і динамічний рівні рідини. Спускають глибинний струминний насос та башмак ліфтової колони на визначені глибини. Встановлюють оптимальний технологічний режим, якому відповідає максимальний дебіт нафти при мінімальній витраті робочої рідини й оптимальній депресії на пласт. Як робочу рідину використовують (3040) % суміш розчинника з UA 104054 C2 (12) UA 104054 C2 високов'язкою нафтою. Забезпечуються свердловини і підвищення її продуктивності. оптимальні технологічні умов експлуатації UA 104054 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 Винахід належить до нафтогазовидобувної промисловості і може бути використаний при видобутку високов'язкої нафти. Відомо, що ефективність розробки родовища може бути значно підвищена за умов оптимізації технологічних параметрів експлуатації свердловин та їх обладнання. Для цього необхідно визначити ефективні способи експлуатації свердловин з урахуванням конкретних умов розробки родовища, в тому числі оптимальної продуктивності свердловини. Технологічний режим роботи свердловини визначають на основі результатів промислових досліджень. При встановленні технологічного режиму експлуатації необхідно керуватися тими основними факторами, які повинні лягти в основу визначення допустимого дебіту свердловини і відповідної цьому дебіту депресії. Однією з оптимальних умов експлуатації свердловини є умова забезпечення заданої сталої депресії на пласт. Відомий спосіб експлуатації рідинної (нафтової) свердловини, що включає використання глибинного рідинного струминного насоса, за яким попередньо знімають криву відновлення рівня рідини (нафти) та визначають продуктивність свердловини [див. Ефективні шляхи пошуків, розвідки і розробки покладів нафти Білорусі: Матеріали науково-практичної конференції (5-6 жовтня 2006 р.) - Гомель: РУП "Виробниче об'єднання« Беларуснефть», 2007. – 770 с.]. При здійсненні даного технологічного процесу вимірюють дебіти рідини та газу, відбирають проби флюїдів та проводять їх аналіз тощо. Спосіб, описаний вище, в порівнянні, наприклад, з газліфтним дозволяє активно впливати на пласт шляхом регулювання депресії на пласт. Однак в умовах експлуатації свердловин з високов'язкою нафтою забезпечити оптимальні технологічні параметри буде складно, так як парафіни та асфальтосмолисті складові нафти створять додаткові опори безпосередньо на вибої та в глибинному обладнанні, що не дозволить оптимізувати режим експлуатації нафтових свердловин. Відомий також спосіб визначення дебіту свердловини, що включає підтримання заданого значення величини перепаду тиску на пласт при періодичній відкачці рідини з свердловини, визначення продуктивності свердловини шляхом виміру часу заповнення фіксованим об'ємом рідини і розрахунок добового дебіту через об'ємну витрату рідини в одиницю часу. При цьому визначення величини фіксованого об'єму рідини здійснюють безпосередньо в свердловині в інтервалі над продуктивним пластом, де нафта знаходиться в нерозгазованому стані (за умови Р>Рнас). Дебіт визначають за часом переміщення рівня нафти і водонафторозділу (за наявністю) після зупинки процесу відкачування рідини в період відновлення заданого значення перепаду тиску на усті, в трубному та затрубному просторах свердловини, а відлік часу відновлення величини заданого значення перепаду гирлових тисків свердловини починають при видобутку нафти (обводненої нафти) [див. RU 2006107474, 20.09.2007]. Цей спосіб дає позитивні 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 тортання, 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. В процесі циркуляції фіксують кількість відкачаної із свердловини рідини, а потім на 5-10 хвилин циркуляцію припиняють. Число таких циклів залежить від темпу наростання припливу рідини з пласта. При стабілізації його 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. – 473 с. - С.258-259]. Особливістю технології є те, що вона дозволяє створювати задану депресію на пласт, при необхідності керувати її значенням і тривалістю, багаторазово повторювати цикли депресійрепресій на пласт. Однак, спосіб передбачає початковий етап експлуатації свердловини з використанням струминного апарата в комплекті з гідродинамічним клапаном, який надалі слід від'єднувати, а деякі характеристики свердловини визначають за відомими методиками, що не дозволяє однозначно встановити оптимальні режими експлуатації свердловини. Відомо також, що з метою підвищення нафтовіддачі покладу використовують, наприклад, закачування робочого агента для прогріву продуктивного пласта, що включає, наприклад, закачку в пласт водяної пари з температурою 150-200 °C, а для розрідження високов'язкої нафти використовують дистилят [див. RU 2274742, 20.04.2006], або, наприклад, підігрівають нафту в пласті за допомогою забійного підігрівача і розчинника, за який використовують вуглеводні від пропану та октану [див. RU 2012786, 15.05.1994]. 1 UA 104054 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 Вище наведені технічні рішення дозволяють підвищити нафтовіддачу, однак використання підігріву істотно ускладнює спосіб експлуатації свердловини і вимагає додаткових витрат, що підвищує собівартість видобутку нафти. Найбільш близьким до технічного рішення, що заявляють, за призначенням, технічною суттю й результатом, що досягають при використанні, є спосіб експлуатації рідинної, зокрема нафтової, свердловини, що включає використання глибинного рідинного струминного насоса, за яким попередньо знімають графік відновлення рівня рідини (нафти) і визначають продуктивність свердловини, статичний (Нст) і динамічний (Нд) рівень рідини, спускають глибинний рідинний . струминний насос на глибину 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 (Qpp), газового фактора (ГФ) як функцію витрати також робочої рідини (Qpp), потім по індикаторних діаграмах встановлюють оптимальний технологічний режим, якому відповідає максимальний дебіт нафти при мінімальній витраті робочої рідини і оптимальній депресії на пласт [див. UA 89727, 25.02.2010]. Спосіб, описаний вище, в порівнянні, наприклад, з газліфтним, дозволяє активно впливати на пласт шляхом регулювання депресії. Однак при експлуатації свердловини з високов'язкою нафтою використання даного способу ускладнюється відкладенням парафінів та асфальтосмолистих речовин (АСР), що знижує пропускну здатність глибинного обладнання. Тому задачею технічного рішення, що заявляють, є забезпечення оптимальних технологічних умов експлуатації свердловини і підвищення її продуктивності. В основу винаходу поставлена задача покращення способу експлуатації рідинної свердловини, зокрема свердловини з високов'язкою нафтою, в якому, внаслідок використання як робочої рідини 3040 % суміші розчинника з високов'язкою нафтою, забезпечується новий технічний результат. Він полягає в розчиненні таких складових високов'язкої нафти як парафіни та асфальтосмолисті речовини (АСР), що веде до зниження в'язкості нафти та стабілізує умови експлуатації свердловини. Поставлена задача вирішується тим, що у відомому способі експлуатації рідинної свердловини, зокрема свердловини з високов'язкою нафтою, що включає використання глибинного рідинного струминного насоса, за яким попередньо знімають графік відновлення рівня рідини (нафти) і визначають продуктивність свердловини, статичний (Нст) і динамічний (Нд) . рівні рідини, спускають глибинний струминний насос на глибину Нсн = (1,52,0) Нст, 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 (QH) як функцію витрати робочої рідини (Qpp), газового фактора (ГФ) також як функцію робочої рідини (Qpp), за індикаторними діаграмами встановлюють оптимальний технологічний режим, якому відповідає максимальний дебіт нафти (Qнmax) при мінімальній витраті робочої рідини ((Qррmin) й оптимальній депресії на пласт, згідно з винаходом, як робочу рідину використовують (3040)% суміш розчинника з високов'язкою нафтою. Згідно з винаходом, як розчинник високов'язкої нафти використовують або нестабільний газовий конденсат, або діетанпропанбутанізований газовий конденсат або широку фракцію легких вуглеводнів (ШФЛВ). Як видно з викладу суті технічного рішення, що заявляють, воно відрізняється від найближчого аналога і, отже, є новим. Рішення також має винахідницький рівень. Запропоноване технічне рішення принципово відрізняється від згаданих вище тим, що спрощує отримання умов оптимізації експлуатації свердловини з високов'язкою нафтою. При цьому спосіб дозволяє стабілізувати умови експлуатації свердловини за рахунок розчинення парафінів та асфальтосмолистих речовин (АСР) на поверхнях глибинного обладнання шляхом подачі в потік нафти розчинника цих речовин. Запропоноване технічне рішення також принципово відрізняється від відомих тим, що при експлуатації свердловини з високов'язкою нафтою з використанням рідинного глибинного струминного насоса як робочу рідину використовують (3040)% суміш розчинника з високов'язкою нафтою, за яку може бути використані або нестабільний конденсат, або діетанпропанбутанізований конденсат, або широка фракція легких вуглеводнів (ШФЛВ). Технічне рішення, що заявляють, є промислово придатним для використання. Воно промислово здійснене, оскільки може бути реалізоване наявними на родовищах технічними засобами та необхідним додатковим обладнанням, що випускається промисловістю. 2 UA 104054 C2 5 10 15 Запропоноване технічне рішення може бути реалізоване так. В умовах експлуатації свердловини з високов'язкою нафтою з використанням глибинного струминного насоса як робочу рідину використовують (3040)% суміш розчинника високов'язкої нафти, наприклад, нестабільного конденсату. Так, згідно з винаходом, виводять свердловину на оптимальний технологічний режим з 3 витратою робочої рідини 10 м /год. При цьому оптимальний дебіт свердловини складає 25-30 т/добу, що визначено в процесі виведення свердловини на оптимальний технологічний режим експлуатації шляхом дослідження її продуктивності при різних витратах робочої рідини та побудові індикаторної залежності дебіту нафти в функції витрати робочої рідини. Пластова нафта характеризується вмістом в % ваг.: парафіну - 2,51 %, асфальтенів -5,75 %, смол - 27,46 %. З метою забезпечення розчинення цих складових та попередження їх відкладення на поверхнях глибинного обладнання як робочу рідину використовують нафту, розбавлену в кількості (30+40)% з розрахунку на дебіт нафти нестабільним конденсатом. Так 3 при дебіті нафти 25-30 т/добу витрата робочої рідини (нафти) складає 16-24 м /добу. Витрата нестабільного конденсату складає 7,5-12,0 т/добу. Таким чином використання запропонованого способу забезпечить оптимальні умови експлуатації нафтової свердловини з високов'язкою нафтою, яка містить парафіни та асфальтосмолисті речовини (АСР), що в свою чергу дозволить збільшити видобувні можливості родовища та, відповідно, поточну та кінцеву нафтовіддачу. 20 ФОРМУЛА ВИНАХОДУ 25 30 35 1. Спосіб експлуатації рідинної свердловини, зокрема з високов'язкою нафтою, що включає обладнання свердловини ліфтовою колоною та глибинним рідинним насосом, за яким попередньо знімають криву відновлення рівня рідини, зокрема високов'язкої нафти, визначають продуктивність свердловини, статичний (Нст) і динамічний (Нд) рівні рідини, спускають глибинний . струминний насос на глибину Нсн=(1,52,0) Нст, 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 (QH) як функцію витрати робочої рідини (Qpp), газового фактора (ГФ) також як функцію (Qpp), за індикаторною діаграмою встановлюють оптимальний технологічний режим, якому відповідає максимальний дебіт нафти (Qнmax) при мінімальній витраті робочої рідини (Qрpmin) й оптимальній депресії на пласт, який відрізняється тим, що як робочу рідину використовують (3040) % суміш розчинника з високов'язкою нафтою. 2. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що як розчинник високов'язкої нафти використовують нестабільний газовий конденсат, деетанметанбутанізований конденсат або широку фракцію легких вуглеводнів (ШФЛВ). Комп’ютерна верстка Д. Шеверун 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 3