Спосіб експлуатації нафтової свердловини

Реферат: UA 92455 U UA 92455 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 Корисна модель, що заявляється, належить до нафтогазовидобувної промисловості і може бути використана при видобутку високов'язкої нафти. Відомо, що підвищення ефективності розробки нафтогазового родовища залежить від оптимізації технологічних параметрів експлуатації свердловин та їх обладнання. Для цього визначаються 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, керуючись при цьому тими основними факторами, які лягають в основу визначення допустимого дебіту свердловини і відповідної цьому дебіту депресії. Одною 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 [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. Описаний вище спосіб у 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 устьових тисків свердловини починають при видобутку нафти (обводненої нафти) [заявка РФ 3 2006107474]. 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 торкання, 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 хв. циркуляцію припиняють. Число таких циклів залежить від темпу наростання припливу рідини з пласта. При його стабілізації роботи вважають виконаними. [Булатов А.І., Качмар Ю.Д., Макаренко ПП. , Яремійчук Р.С. Освоєння свердловин. Довідковий посібник / під ред. Р.С. Яремійчук. - М: ООО "Надра-бізнесцентр", 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, 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 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 [патент РФ № 2274742, МПК Е21В43/24, опубл. 20.06.2005 p.], або, наприклад, підігрівають нафту в пласті за допомогою забійного підігрівача і як розчинника вуглеводні від пропану та октану [патент РФ № 2012786, МПК Е21В43/22, опубл. 15.05.1994 p.]. 1 UA 92455 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 Вищенаведені 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 (Qн) 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. При цьому як робочу рідину використовують (3040) % суміш розчинника з високов'язкою нафтою. Як розчинник високов'язкої нафти можуть використовуватись нестабільний газовий конденсат, деетанметанбутанізований конденсат або широка фракцію легких вуглеводнів [опис до патенту України № 73578, МПК Е21В43/00, опубл. 25.09.2012]. Спосіб, описаний вище, в порівнянні, наприклад, з газліфтним, не тільки дозволяє активно впливати на пласт шляхом регулювання депресії, а й протидіяти відкладенню парафінів та асфальтосмолистих речовин на глибинному обладнанні при експлуатаційному застосуванні на свердловинах з високов'язкою нафтою. Однак, при застосуванні даного способу на свердловинах з високов'язкою нафтою не враховується консистенція нафти, що, в свою чергу, не дозволяє оптимально протидіяти відкладенню парафінів та асфальтосмолистих речовин, і забезпечити високу пропускну здатність глибинного обладнання. В основу корисної моделі поставлена задача створення способу експлуатації нафтової свердловини, зокрема з високов'язкою нафтою, який завдяки якісному та кількісному складу розчинника забезпечує оптимальні технологічні умови експлуатації свердловини з високов'язкою нафтою різної консистенції і підвищення її продуктивності. Поставлена задача вирішується тим, що у відомому способі експлуатації нафтової свердловини, зокрема з високов'язкою нафтою, який включає обладнання свердловини ліфтовою колоною та глибинним рідинним насосом, попередньо знімають криву відновлення рівня нафти, визначають продуктивність свердловини, статичний (Нст) і динамічний (Нд) рівні нафти, спускають глибинний струминний насос на глибину Нсн=(1,52,0)Нст, башмак ліфтової колони спускають на глибину Нб=(1,21,5)Нд, а за допомогою додаткового силового насоса забезпечують перепад тиску в стовбурі свердловини на рівні установки струминного насоса. При реалізації способу періодично реєструють індикаторні діаграми зміни дебіту нафтової свердловини (Qн) як функцію витрати робочої рідини (Qpp), газового фактора (ГФ) також як функцію (Qpp), а за індикаторною діаграмою встановлюють оптимальний технологічний режим, якому відповідає максимальний дебіт нафти (Qнmax) при мінімальній витраті робочої рідини (Pppmin) й оптимальній депресії на пласт. Як робочу рідину використовують суміш високов'язкої нафти з розчинником - нестабільним газовим конденсатом або деетанметанбутанізованим конденсатом, або широкою фракцією легких вуглеводнів. Згідно з корисною моделлю, як робочу рідину використовують (129) % або (4160) % суміш розчинника з високов'язкою нафтою. Також поставлена задача вирішується тим, що при реалізації способу розчинник використовують разом з добавкою - дизельним пальним та/або машинним мастилом, вміст якої складає не більше 33 %. Причинно-наслідковий зв'язок сукупності суттєвих ознак корисної моделі і технічним результатом, що заявляється, полягає у тому, що на відміну від прототипу при експлуатації свердловини з високов'язкою нафтою з використанням рідинного глибинного струминного насоса, як робочу рідину використовують суміш високов'язкої нафти з (129) % або (4160) % розчинника. Така концентрація розчинника у складі робочої рідини забезпечує оптимальне розчинення таких складових високов'язкої нафти як парафіни та асфальтосмолисті речовини на поверхнях глибинного обладнання, при різних значеннях її консистенції. Тобто, завдяки подачі в потік нафти розчинника зазначеної концентрації забезпечується зменшення в'язкості нафти різної консистенції при відсутності її надмірного розбавлення розчинником та стабілізація умов експлуатації свердловини. 2 UA 92455 U 5 10 15 20 Найбільш оптимальні умови оптимізації експлуатації свердловини з високов'язкою нафтою забезпечуються при додаванні до складу розчинника добавки у вигляді дизельного палива та/або машинного мастила, вміст якої складає не більше 33 %. Як видно з викладу суті технічного рішення, що заявляють, воно відрізняється від прототипу сукупністю суттєвих ознак, а отже є новим. Запропоноване технічне рішення може бути реалізоване наступним чином. В умовах експлуатації свердловини з високов'язкою нафтою з використанням глибинного струминного насоса як робочу рідину використовують (129) % або (4160) % суміш розчинника високов'язкої нафти. Як такий розчинник може бути, наприклад, нестабільний газовий конденсат. Відповідно до корисної моделі свердловину виводять на оптимальний технологічний режим з витратою робочої рідини 10 м/год. При цьому оптимальний дебіт свердловини складає 25-30 т/добу. Зазначені показники визначено в процесі виведення свердловини на оптимальний технологічний режим експлуатації шляхом дослідження її продуктивності при різних витратах робочої рідини та побудови індикаторної залежності дебіту нафти в функції витрати робочої рідини. Таким чином, використання запропонованого способу забезпечить оптимальні умови експлуатації нафтової свердловини з високов'язкою нафтою, яка містить парафіни та асфальтосмолисті речовини, що, в свою чергу, дозволить збільшити видобувні можливості родовища та, відповідно, поточну та кінцеву нафтовіддачі. 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. ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ 25 30 35 40 1. Спосіб експлуатації нафтової свердловини, зокрема з високов'язкою нафтою, який включає обладнання свердловини ліфтовою колоною та глибинним рідинним насосом, за яким попередньо знімають криву відновлення рівня нафти, визначають продуктивність свердловини, статичний (Нст) і динамічний (Нд) рівні нафти, 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 (Qн) 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 (Pppmin) й оптимальній депресії на пласт, де як робочу рідину використовують суміш високов'язкої нафти з розчинником - нестабільним газовим конденсатом або деетанметанбутанізованим конденсатом, або широкою фракцією легких вуглеводнів, який відрізняється тим, що як робочу рідину використовують (129) % або (4160) % суміш розчинника з високов'язкою нафтою. 2. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що розчинник використовують разом з добавкою дизельним пальним та/або машинним мастилом, вміст якої складає не більше 33 %. Комп’ютерна верстка О. Рябко 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