Спосіб видобування нафти

Реферат: UA 87735 U UA 87735 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 Корисна модель належить до нафтодобувної промисловості і може бути використана для безперервного відновлення колекторських властивостей призабійних зон видобувних свердловин, у тому числі після глушіння, і подальшого видобутку нафти насосним способом. Відомий спосіб освоєння нафтових свердловин [1, С. 117], який полягає у тому, що через насосно-компресорну трубу у міжтрубний простір закачується суміш газу з рідиною (як правило з водою або нафтою) з наступним викидом її на поверхню. На пласт створюється депресія, рідина в пласті розгазується, пласт очищується. Для цього в свердловину спускають насоснокомпресорну трубу, свердловина обв'язана стандартною гирловою арматурою з викидною лінією. Наземне обладнання для створення керованих депресій містить насосний агрегат, установку нагнітання газу, пристрій для отримання дрібнодисперсної газорідинної суміші та жолобну ємності. Недоліком способу є те, що у міру збільшення глибини, на яку потрібно закачати суміш газу з рідиною, необхідно збільшувати тиск на виході установки нагнітання газу і насосного агрегату, інакше суміш не піде до нижнього торцевого отвору насосно-компресорної труби. Так, для свердловини глибиною 2000 м, заповненою водою, компресор повинен давати тиск не нижче 20 2 МПа (200 кгс/см ). Технічно це складно, енергоємно та небезпечно. Крім того, коли процес став стаціонарним, ефект депресії на пласт стабілізувався і ті частки, які застрягли або утворили пробки в каналах пласта, цементного кільця або в перфораційних отворах обсадної колони, вже не будуть звідти вилучені. Це пов'язано з тим, що при прямій циркуляції газорідинної суміші (газорідинна суміш подається до насосно-компресорної труби) швидкість потоку, який проходить по міжтрубному простору, значно менше швидкості руху рідини по насоснокомпресорній трубі, що, в свою чергу, значно погіршує підйом кольматуючого матеріалу на поверхню. Також недоліком наведеного способу є те, що для пуску свердловини в роботу після очищення призабійної зони пласта і забезпечення припливу її продукції, необхідно зробити повторне глушіння свердловини, що є небажаним, але неминучим, задля вилучення глибинного диспергатора та насосно-компресорної труби з подальшим спуском глибинного насоса та насосно-компресорної труби. В основу корисної моделі поставлена задача створення способу видобування нафти, в тому числі після глушіння свердловини, без здійснення операції додаткового її глушіння і спускупідйомних операцій, а також введення свердловини в експлуатацію в процесі відновлення її продуктивності. Для вирішення поставленої задачі при реалізації способу видобування нафти за допомогою насосного агрегату створюють циркуляцію рідини в свердловині через міжтрубний простір, насосно-компресорну трубу, гирлову арматуру та жолобну ємність. Після одержання стійкої циркуляції рідини, здійснюють подачу газу в потік рідини за допомогою установки нагнітання газу через пристрій для отримання дрібнодисперсного газорідинної суміші. Винос на поверхню рідини глушіння і нафти свердловини відбувається в жолобну ємність, після чого потік нафти перемикають за допомогою засувок стандартної гирлової арматури до колектора. Відповідно до корисної моделі винос на поверхню рідини глушіння і нафти свердловини в жолобну ємність здійснюється з використанням глибинного насоса, який прикріплено до нижнього торцевого отвору насосно-компресорної труби. Також поставлена задача вирішується тим, що при реалізації способу здійснюють постійний долив рідини в жолобну ємність. Додатково поставлена задача вирішується тим, що глибинний насос вмикають як до подачі газу, так і одночасно з подачею газу в потік рідини. Також для вирішення поставленої задачі, для візуального контролю інтенсивності припливу нафти, здійснюють короткочасне перемикання потоку рідини із нафтою з колектора до жолобної ємності за допомогою засувок стандартної гирлової арматури. Крім того поставлена задача вирішується тим, що при досягненні бажаної інтенсивності припливу нафти свердловину залишають працювати в колекторі, при цьому відключають і демонтують насосний агрегат, установку нагнітання газу, пристрій для отримання дрібнодисперсного газорідинної суміші та жолобну ємність. Під терміном "газ" розуміється природний газ. Під терміном "рідина глушіння" розуміється вода разом або без продукції свердловини (нафта, конденсат тощо). Причинно-наслідковий зв'язок сукупності суттєвих ознак корисної моделі і технічним результатом, що заявляється, полягає у тому, що циркуляцію рідини та газорідинної суміші здійснюють додатково через працюючий глибинний насос, який прикріплено до нижнього торцевого отвору насосно-компресорної труби. У заявленій сукупності ознак глибинний насос 1 UA 87735 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 виконує не тільки функцію підйому на поверхню рідини глушіння і нафти свердловини, але є гарантом стабільності процесу відновлення продуктивності методом тривалих керованих депресій, а також частково бере на себе функції забійного пристрою для отримання дрібнодисперсної газорідинної суміші. Працюючий глибинний насос сприяє збільшенню видобутку нафти, підтримці необхідного значення депресії, а також зменшення значення забійного тиску під впливом дрібнодисперсної газорідинної суміші. Введення глибинного насоса у свердловину разом з насосно-компресорною трубою дозволяє задіяти його для найбільш повного звільнення призабійної зони пласта від кольматуючого матеріалу і рідини глушіння, що надає змогу сумістити процес відновлення з процесом видобутку, без додаткових часових і матеріальних витрат на спуско-підйомні операції, з гарантією відсутності відкритих викидів. Для пояснення суті корисної моделі нижче наведено приклад реалізації заявленого способу. Для наочності приклад ілюструється схемою взаємозв'язків між пристроями, які забезпечують здійснення заявленого способу. Нижченаведений приклад конкретного виконання способу та наведене креслення ніяким чином не обмежують обсяг та сукупність дій, викладений у формулі, а тільки пояснюють суть корисної моделі. Для реалізації способу глибинний насос (7) закріплений на насосно-компресорній трубі (1) спускається у свердловину на необхідну глибину. Після цього здійснюється обв'язка свердловини стандартною гирловою арматурою (2). Спосіб видобування нафти здійснюється таким чином. Шляхом включення в роботу насосного агрегату (3) збуджують циркуляцію рідини в свердловині через міжтрубний простір (10), глибинний насос (7), насосно-компресорну трубу (1) і жолобну ємність (6). Після одержання стійкої циркуляції рідини подають газ в потік рідини за допомогою установки нагнітання газу (4) через пристрій для отримання дрібнодисперсного газорідинної суміші (5). За рахунок зменшення значення забійного тиску, впливом дрібнодисперсної газорідинної суміші і роботою глибинного насоса (7) забезпечується винос на поверхню рідини глушіння і продукції свердловини в жолобну ємність (6). Після появи в жолобній ємності (6) нафти здійснюють перемикання свердловини за допомогою засувок (9) стандартної гирлової арматури на роботу в колектор через лінію обв'язки (8) викидної лінії стандартної гирлової арматури (2) з колектором. Найкращий варіант реалізації способу видобування нафти за умови, коли глибинний насос (7) вмикають одночасно з подачею газу в потік рідини. Як глибинний насос може бути встановлено високонапірний електронасос (або його аналог) для підйому рідини зі свердловин. Насос містить: встановлені на насосно-компресорну трубу зворотний клапан і шламовий патрубок, який заглушений зверху і має нижче заглушки наскрізні радіальні отвори, секції насоса з вхідним модулем і занурювальний електродвигун з гідрозахистом, які з'єднані послідовно. За необхідністю при здійсненні способу здійснюють постійний долив рідини в жолобну ємність (6). Для візуального контролю інтенсивності припливу короткочасно за допомогою засувок (9) стандартної гирлової арматури (2) перемикають потік рідини з продукцією свердловини в жолобу ємності (6). Візуальний контроль здійснюється періодично, наприклад, через фіксовані проміжки часу (1-2 години), або за необхідності. При досягненні бажаної інтенсивності припливу наземне обладнання (3), (4), (5), (6) для створення керованих депресій відключають і демонтують, а свердловину залишають працювати в колектор. У порівнянні з прототипом заявлений спосіб є ефективнішим, тому що дозволяє більш повно вилучити з призабійної зони пласта рідину глушіння та кольматуючий матеріал. Реалізація заявленого способу приводить до збільшення видобутку нафти як на діючих свердловинах, так і на свердловинах, виведених після глушіння. Використання заявленої корисної моделі дозволяє збільшити кількість видобутої нафти і, в залежності від потужності високонапірного електронасоса (або його аналог) для підйому рідини зі свердловин, може призвести до підвищення дебетів (нафтовіддачі) нафтових свердловин у розмірі від 50 % до 100 % від початковогостабільного видобутку на свердловині. Ефективність та економічність заявленого способу у порівнянні з прототипом також обумовлюється забезпеченням початку експлуатації свердловини в процесі відновлення її продуктивності та відсутності застосування при цьому дорогих спеціальних свердловинних пристроїв. Джерела інформації: 1. Технология и техника добычи нефти [учебник для вузов] / В.И. Щуров. - М.: Недра, 1983. 510 с. 60 2 UA 87735 U ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ 5 10 15 20 1. Спосіб видобування нафти, який полягає у створенні за допомогою насосного агрегату (3) циркуляції рідини в свердловині через міжтрубний простір (10), насосно-компресорну трубу (1), гирлову арматуру (2) та жолобну ємність (6), одержання стійкої циркуляції рідини, подачі газу в потік рідини за допомогою установки нагнітання газу (4) через пристрій для отримання дрібнодисперсної газорідинної суміші (5), виносі на поверхню рідини глушіння і нафти свердловини в жолобну ємність (6) з наступним перемиканням потоку нафти за допомогою засувок (9) стандартної гирлової арматури (2) до колектора, який відрізняється тим, що винос на поверхню рідини глушіння і нафти свердловини в жолобну ємність (6) здійснюється з використанням глибинного насоса (7), прикріпленого до нижнього торцевого отвору насоснокомпресорної труби (1). 2. Спосіб видобування нафти за п. 1, який відрізняється тим, що в жолобну ємність (6) здійснюють постійний долив рідини. 3. Спосіб видобування нафти за п. 1, який відрізняється тим, що вмикання глибинного насоса (7) відбувається як до подачі газу, так і одночасно з подачею газу в потік рідини. 4. Спосіб видобування нафти за п. 1, який відрізняється тим, що для візуального контролю інтенсивності припливу нафти, короткочасно за допомогою засувок (9) стандартної гирлової арматури (2), перемикають потік рідини із нафтою з колектора до жолобної ємності (6). 5. Спосіб видобування нафти за п. 1, який відрізняється тим, що при досягненні бажаної інтенсивності припливу нафти свердловину залишають працювати в колекторі, при цьому відключають і демонтують насосний агрегат (3), установку нагнітання газу (4), пристрій для отримання дрібнодисперсного газорідинної суміші (5) та жолобну ємність (6). 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