Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ СВАБИРОВАНИЯ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к нефтяной отрасли и может быть использовано при освоении скважин свабированием с использованием кабельного подъемника.

Известен способ свабирования нефтяной скважины кабельным подъемником, включающий возвратно-поступательное перемещение сваба с приборами в насосно-компрессорной трубе (НКТ) для создания депрессии на пласт и вызова притока жидкости из пласта (К.И. Джафаров. Поршневое тартание. // Нефтяное хозяйство, 1995, № 5-6, с.91-93).

Недостатком известного способа является то, что глубина удаления жидкости из скважины ограничена величиной 1500-1700 м, так как с большей глубины жидкость над свабом до устья не доходит из-за ее протекания через неплотности сваба. Следовательно, величина депрессии на пласт также ограничена. Однако часто бывает потребность в понижении уровня жидкости в скважине до 2000-2500 м, что использованием способа по аналогу обеспечить невозможно.

Указанный недостаток устранен в другом известном способе, принятом за прототип.

Способ свабирования нефтяной скважины кабельным подъемником по прототипу включает возвратно-поступательные перемещения сваба с приборами в НКТ для создания депрессии на пласт и вызова притока жидкости из пласта, перелив поднимаемой свабом жидкости частично в межтрубье, частично в емкость на устье скважины, направление жидкости из межтрубья в струйный насос, установленный в НКТ ниже зоны работы сваба, определение динамического уровня флюида в скважине и дебита скважины по результатам свабирования и сопровождающего его притока жидкости из продуктивного пласта (патент RU 2183731 от 04.07.2000, МПК 7 Е 21 В 43/00).

Недостатками прототипа является следующее:

- не обеспечивается получение максимального притока флюида из продуктивного пласта и, следовательно, не обеспечивается получение максимального дебита;

- не решается в процессе выполнения способа вопрос определения кривых восстановления уровня и давления жидкости в скважине, а также динамического уровня жидкости в скважине и дебита скважины, в результате чего требуется выполнять эти работы отдельной операцией после окончания выполнения способа по прототипу. Из-за этого время освоения скважины увеличивается.

Задачей изобретения является устранение приведенных недостатков.

Техническим результатом, достигаемым при использовании предложенного изобретения, является получение максимального притока флюида и максимального дебита, при этом дебит определяют в процессе выполнения предложенного способа, в связи с чем определять кривые восстановления уровня и давления жидкости в скважине не требуется, а определенный в динамических условиях свабирования дебит является максимально точным.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе свабирования нефтяной скважины кабельным подъемником, включающем возвратно-поступательные перемещения сваба с приборами в НКТ для создания депрессии на пласт и вызова притока жидкости из пласта, перелив поднимаемой свабом жидкости частично в межтрубье, частично в емкость на устье скважины, направление жидкости из межтрубья в струйный насос, установленный в НКТ ниже зоны работы сваба, определение динамического уровня флюида в скважине и дебита скважины по результатам свабирования и сопровождающего его притока жидкости из продуктивного пласта, согласно изобретению струйный насос устанавливают на глубину, ниже которой столб жидкости создает гидростатическое давление, обеспечивающее допустимую депрессию на продуктивный пласт, сваб опускают до нижней точки его хода, считая половину его принятого рабочего хода от максимально допустимой глубины установки добычного насоса по паспорту до указанной нижней точки, фиксируют время, затем поднимают сваб на величину принятого рабочего хода вверх от нижней точки и начинают выполнять возвратно-поступательные перемещения сваба до получения постоянной величины притока жидкости из пласта в единицу времени, вновь фиксируют время и выполняют возвратно-поступательные перемещения сваба на постоянной величине притока, после чего определяют объем вычерпанной из скважины жидкости в емкость на устье и рассчитывают дебит, интерполируя полученную величину притока за конкретное время на 24 часа, в случае, если запланированный результат по дебиту не достигнут, повторяют возвратно-поступательные перемещения сваба в приведенном порядке до достижения запланированного результата, освобождая при необходимости заполненную емкость с учетом удаляемого из нее объема.

Установка струйного насоса в предложенном способе на глубину, ниже которой столб жидкости создает гидростатическое давление, обеспечивающее допустимую депрессию на продуктивный пласт, обеспечивает максимально допустимое значение снижения давления жидкости в скважине в зоне пласта, в результате чего пласт имеет возможность вытолкнуть в скважину через фильтры в зону пониженного давления максимально возможное количество флюида для данных условий. Максимальное количество флюида из пласта означает получение максимального дебита скважины.

Спуск сваба до нижней точки его хода, считая половину его принятого рабочего хода от максимально допустимой глубины установки добычного насоса по паспорту до указанной нижней точки, обеспечивает получение перетоков жидкости через струйный насос, близких к условиям перетоков этой жидкости в процессе добычи флюида. Поэтому полученные результаты при реализации предложенного способа являются близкими к реальным условиям добычи флюида. В связи с этим при добыче обеспечивается примерное сохранение величин максимального притока флюида и дебита, полученных в предложенном способе.

Привязка середины хода сваба к будущей при добыче максимально допустимой глубине установки добычного насоса обеспечивает осуществление предложенного способа при максимально эффективных условиях работы струйного насоса, которые тем лучше, чем глубже спущен сваб, а при добыче флюида - чем глубже спущен добычной насос. Выполнение половины хода сваба вверх и вниз от глубины будущей установки добычного насоса гарантирует проверку эффективности будущей добычи флюида при размещении добычного насоса в разных точках от верхней до нижней точек хода сваба. Анализ записей контрольных приборов на поверхности в процессе реализации способа подтвердит, что выбранная максимально возможная глубина установки добычного насоса обеспечивает наилучшие условия работы струйного насоса. А это обеспечивает получение максимальных притока и дебита.

Фиксация времени подъема сваба вверх от нижней точки в начале реализации способа и выполнение возвратно-поступательных перемещений сваба на величину принятого рабочего хода до получения постоянной величины притока жидкости из пласта в единицу времени позволяют определить максимальную величину притока флюида, полученную при максимально благоприятных условиях, выстроенных по предложенному способу.

Определение за фиксированное время объема вычерпанной из скважины жидкости в емкость на устье и расчет дебита путем интерполяции полученного притока за конкретное время на 24 часа позволяют определить дебит скважины в процессе реализации предложенного способа свабирования без последующего определения кривых восстановления уровня и давления жидкости в скважине, которые в аналоге и прототипе были нужны для определения дебита. Теперь дебит можно определить в процессе свабирования, и нет никакой необходимости определять кривые восстановления уровня и давления жидкости в скважине. Благодаря этому время выполнения свабирования уменьшается, а дебит, определенный в динамических условиях свабирования, является наиболее реальным и фактическим для конкретных условий свабирования и будущей добычи, а следовательно, максимально точным.

Повторение предложенного способа свабирования до достижения запланированного результата, если запланированный дебит не достигнут, позволяет добиться запланированного максимального результата.

Освобождение при необходимости заполненной емкости с учетом удаляемого из нее объема обеспечивает точное определение притока флюида и дебита скважины.

Предложенный способ свабирования реализуют на основе использования известных устройств по прототипу: сваб, кабель для опускания сваба в колонну НКТ, на нижнем конце которой установлен струйный насос, отделяющий затрубное пространство от скважинного пространства, а в верхней части колонны НКТ выполнены отверстия.

Используя указанные известные устройства, способ реализуют следующим образом.

Струйный насос устанавливают на глубину, ниже которой столб жидкости создает гидростатическое давление, обеспечивающее допустимую депрессию на продуктивный пласт. Для выполнения указанной установки выполняют следующий расчет: например, принимают величину допустимой депрессии на продуктивный пласт 230 кгс/см². Принятая плотность жидкости в скважине с учетом притока нефти из пласта в процессе свабирования составляет 0,9 кгс/см². При такой плотности каждые 10 м столба жидкости дают гидростатическое давление 0,9 кгс/см. Рассчитаем, какую высоту столба жидкости следует удалить из скважины, чтобы получить требуемую депрессию на пласт: (230×10):0,9=2556 м. Струйный насос опускают на нижнем конце колонны НКТ на глубину 2556 м. При работе струйного насоса в процессе свабирования струйный насос отсекает давление столба жидкости высотой 2556 м. В это время на пласт действует только гидростатическое давление столба жидкости, находящегося ниже струйного насоса. Это давление на 230 кгс/см² меньше по сравнению с давлением столба жидкости от устья. Следовательно, при работе струйного насоса давление столба жидкости высотой 2556 м отключается, а столб жидкости ниже глубины установки струйного насоса создает гидростатическое давление, обеспечивающее допустимую депрессию на продуктивный пласт 230 кгс/см². Если бы не было давления столба жидкости, который расположен ниже струйного насоса, то депрессия была бы больше 230 кгс/см² на величину того давления, которое создается столбом жидкости, находящимся ниже струйного насоса до фильтра продуктивного пласта.

После спуска струйного насоса в колонну НКТ опускают сваб до нижней точки его хода, считая половину его принятого рабочего хода до максимально допустимой глубины установки добычного насоса по паспорту до указанной нижней точки.

Рассмотрим этот прием способа на конкретном примере. Добычной электроцентробежный насос по паспорту имеет максимальную глубину установки 1750 м. Принятый рабочий ход сваба равен 300 м. Половина рабочего хода сваба составляет 150 м. Глубина расположения нижней точки хода сваба составит: 1720+150=1900 м. Следовательно, сваб опускают на глубину 1900 м.

После этого, зафиксировав время, начинают подъем сваба вверх на 300 м и выполняют его возвратно-поступательные перемещения на величину принятого рабочего хода 300 м вверх от нижней точки на глубине 1900 м до получения постоянной величины притока жидкости из пласта в единицу времени. Определяют величину притока жидкости из пласта за любое время, в том числе и за единицу времени, путем измерения объема вылитой свабом жидкости из колонны НКТ в мерную емкость на устье скважины.

После получения постоянной величины притока жидкости из пласта фиксируют время, выполняют свабирование на постоянном притоке, определяют объем вычерпанной из скважины жидкости в емкость на устье и рассчитывают дебит, интерполируя полученный приток за конкретное время на 24 часа.

Если запланированный результат по дебиту не достигнут, повторяют свабирование в приведенном порядке до достижения запланированного результата, освобождая при необходимости заполненную емкость с учетом удаляемого из нее объема.

Способ обеспечивает получение максимальных притока и дебита без затрат времени на определение кривых восстановления уровня и давления жидкости в скважине.