Спосіб експлуатації газоконденсатної або нафтової свердловини

Реферат: Спосіб експлуатації газоконденсатної або нафтової свердловини включає використання глибинного газорідинного струминного насоса, за яким попередньо визначають продуктивність свердловини по рідкій і газовій фазах. В потік робочого газу подають інгібітор парафіноутворення і/або інгібітор гідратоутворення. UA 73579 U (12) UA 73579 U UA 73579 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 Корисна модель належить до нафтогазовидобувної промисловості й може бути використана для видобутку рідких вуглеводнів, особливо з низькодебітних нафтових і газоконденсатних свердловин, нафта та газоконденсат яких характеризуються підвищеним вмістом парафінів та асфальтосмолистих речовин (АСР). Відомо, що ефективність розробки газоконденсатного родовища може бути значно підвищена в результаті 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 свердловин. Технологічний режим роботи свердловин визначають на основі результатів промислових досліджень кожної свердловини окремо. При встановленні технологічного режиму експлуатації необхідно керуватися тими основними факторами, які повинні лягти в основу визначення допустимого дебіту свердловини й відповідної цьому дебіту депресії. Одною з оптимальних умов експлуатації свердловини є умова наявності забезпечення заданої сталої оптимальної депресії на пласт. Відомий спосіб визначення дебіту свердловини, що включає підтримання заданого значення величини перепаду тиску на пласт при періодичній відкачці рідини зі свердловини, визначення продуктивності свердловини шляхом виміру часу заповнення фіксованого об'єму рідини й 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 конденсат перебуває в нерозгазованому стані (за умови Р>Рнас.), дебіт визначають за швидкістю 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. опис до заявки РФ 3 № 2006107474, М.кл. Е21B37/06,опубл. 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 із трудомістким процесом поршневого тартання, 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 із свердловини рідини, а потім на 5-10 хв. циркуляцію припиняють. Число таких циклів залежить від темпу наростання припливу рідини із пласта. При стабілізації його 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 цієї 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, цей 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 за відомими аналітичними методиками, що не дозволяє однозначно встановити оптимальні режими експлуатації свердловини. До того ж, використання глибинного насосного обладнання потребує очищення його від різного роду відкладень для того, щоб забезпечити його довгострокову роботу при одночасному скороченні міжремонтного періоду його роботи. Відоме використання різного роду розчинників нафти та супутніх її складових. Наприклад, відомий спосіб очищення обладнання [див. патент РФ № 2375554, М.кл. Е21В 37/06, опубл. 15.02.2008 p.], який включає попереднє очищення вказаного обладнання від плівки нафти та асфальто-смоло-парафінових відкладень, а потім закачування органічного розчинника в свердловину, видалення відкладень солей заліза з поверхонь вказаного обладнання, закачування складу, що містить у %: соляну або оцтову кислоту - 25, інгібітор корозії - 18, інгібітор солевідкладень - 17, воду - 40. Використання вказаного складу дозволяє очистити глибинне обладнання, але потребує значного часу, а головне потребує зупинки свердловини. Найбільш близьким до рішення, що заявляють, за призначенням, технічною суттю й результатом, що досягають при використанні, є спосіб експлуатації газоконденсатної або 1 UA 73579 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 нафтової свердловини, що включає використання глибинного газорідинного струминного насоса, за яким попередньо визначають продуктивність свердловини по рідкій і газовій фазах, статичний (Нст) і динамічний (Нд) рівні рідини, спускають газорідинний струминний насос на глибину Нсн=(1,251,5)∙Нст, башмак ліфтової колони спускають до середини залягання продуктивного пласта на глибину Нб=Нсер.пл., за допомогою високонапірного газу забезпечують перепад тиску в стовбурі свердловини на рівні установки струминного насоса, періодично реєструють індикаторні діаграми зміни дебіту рідини та рідинногазового фактора як функції витрати робочого газу (Qрг), по індикаторних діаграмах встановлюють оптимальний технологічний режим, якому відповідає максимальний дебіт рідини при мінімальній витраті робочого газу й оптимальній депресії на пласт [див. опис до патенту України № 91138, М.кл. Е21В 43/00, опубл. 25.06.2010 p.]. Як високонапірне джерело газу використовують компресор або газ високонапірної газової свердловини. Описаний вище спосіб істотно простіший за відомі і дозволяє оперативно оптимізувати роботу свердловини. Але, як і в тому способі, що описаний вище, в разі наявності вмісту парафінів та асфальтосмолистих речовин (АСР) в конденсаті газоконденсатних та нафти нафтових низькодебітних свердловин їх експлуатація ускладнюється відкладенням твердої фази на поверхні глибинного обладнання. Тому, метою технічного рішення, що заявляють, є забезпечення оптимальних технологічних умов експлуатації свердловин та підвищення їх продуктивності. В основу корисної моделі поставлено задачу покращення способу експлуатації газоконденсатної або нафтової свердловини, в якому, внаслідок подачі в потік робочого газу інгібітора парафіноутворення та відкладень асфальтосмолистих речовин (АСР), забезпечують новий технічний результат. Він полягає в можливості більш точно й оперативно оптимізувати роботу низькодебітних газоконденсатних та нафтових свердловин за рахунок попередження їх відкладення на поверхнях глибинного обладнання, що виключає виникнення додаткових опорів та можливе закупорювання обладнання, що в свою чергу забезпечує стабільні умови експлуатації свердловин. Поставлена задача вирішується тим, що у відомому способі експлуатації газоконденсатної або нафтової свердловини, що включає використання глибинного газорідинного струминного насоса, за яким попередньо визначають продуктивність свердловини по рідкій і газовій фазах, статичний (Нст) і динамічний (Нд.) рівні рідини, спускають газорідинний струминний насос на глибину Нсн=(1,251,5)∙Нст, башмак ліфтової колони спускають до середини залягання продуктивного пласта на глибину Нб=Нсер.пл.,за допомогою високонапірного газу забезпечують перепад тиску в стовбурі свердловини на рівні установки струминного насоса, періодично реєструють індикаторні діаграми зміни дебіту рідини та рідинногазового фактора як функції витрати робочого газу (Qрг), по індикаторних діаграмах встановлюють оптимальний технологічний режим, якому відповідає максимальний дебіт рідини при мінімальній витраті робочого газу й оптимальній депресії на пласт, згідно з корисною моделлю, в потік робочого газу подають інгібітор парафіноутворення та відкладень асфальтосмолистих речовин (АСР) і/або інгібітор гідратоутворення, якщо є загроза гідратоутворення. Відповідно до корисної моделі, в потік робочого газу подають інгібітор гідратоутворення, якщо є загроза гідратоутворення. Як видно з опису суті технічного рішення, що заявляють, воно відрізняється від прототипу, й, отже, є новим. Запропоноване технічне рішення принципово відрізняється від згаданих вище тим, що спрощує одержання й здійснення умов оптимізації експлуатації низькодебітних газоконденсатних та нафтових свердловин шляхом удосконалення способу-прототипу тим, що в потік робочого газу подають інгібіторпарафіноутворення та асфальтосмолистих відкладень. З метою попередження гідратоутворень в потік робочого газу подають інгібітор гідратоутворення. Як інгібітор парафіноутворення може бути використаний ПНІТ-1, в склад якого входять толуол, ангідрит малеїновий, вінілацетат ректифікат, вуглеводні аліфатичні насичені та поверхнево-активні речовини (ПАР). як інгібітор гідратоутворення може бути використаний, наприклад, метанол. Технічне рішення, що заявляють, є промислово придатним для використання і промислово здійсненим, оскільки може бути реалізовано наявними на родовищах технічними засобами та необхідним додатковим обладнанням, що випускається промисловістю. Запропоноване технічне рішення може бути реалізоване наступним чином. В умовах експлуатації нафтової свердловини, нафта якої містить 1,81 % мас. парафінів, 5,48 % мас. асфальтенів та 6,61 % мас. смол, з використанням глибинного струминного насоса в потік 2 UA 73579 U 5 10 робочого газу подають інгібітор парафіноутворення та відкладень АСР з розрахунку (0,10,3)% від кількості нафти, що видобувається, а інгібітор гідратоутворення з розрахунку (2070) г/1000 3 м газу, що видобувається. Так, розглянемо умови експлуатації свердловини з оптимальним дебітом нафти 8 т/добу, 3 води 0,6 т/добу та газу 17 тис. м /добу. Свердловина експлуатується з використанням глибинного струминного насоса з діаметром камери змішування (78) мм та соплом діаметром (3,84) мм. Як робочий агент використовують вуглеводневий газ. З метою запобігання парафіноутворенню та відкладеням АСР в потік робочого газу подають інгібітор ПНІТ-1 в кількості (824) кг/добу або (13) кг/т нафти, що видобувається. З метою запобігання гідратоутворенню в потік робочого газу подають (0,3401,190) кг/добу 3 метанолу або (2070) г/1000 м газу. ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ 15 20 25 Спосіб експлуатації газоконденсатної або нафтової свердловини, що включає використання глибинного газорідинного струминного насоса, за яким попередньо визначають продуктивність свердловини по рідкій і газовій фазах, статичний (Нст) і динамічний (Нд) рівні рідини, спускають газорідинний струминний насос на глибину Нсн=(1251,5)∙Нст, башмак ліфтової колони спускають до середини залягання продуктивного пласта на глибину (Н б=Нсер.пл.), за допомогою високонапірного газу забезпечують перепад тиску в стовбурі свердловини на рівні установки струминного насоса (Нсн), періодично реєструють індикаторні діаграми зміни дебіту рідини та рідинногазового фактора як функції витрати робочого газу (Qрг), по індикаторних діаграмах встановлюють оптимальний технологічний режим, якому відповідає максимальний дебіт рідини при мінімальній витраті робочого газу й оптимальній депресії на пласт, який відрізняється тим, що в потік робочого газу подають інгібітор парафіноутворення і/або інгібітор гідратоутворення. Комп’ютерна верстка Л.Литвиненко 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