Результат интеллектуальной деятельности: Способ эксплуатации малодебитных обводненных скважин глубинно-насосной установкой

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке малодебитных и обводненных скважин.

Известен «Способ эксплуатации малодебитной скважины» (патент RU №2592590, МПК Е21В 43/12, опубл. 27.07.2016 Бюл. №21) путем периодического открытия канала между полостью насосно-компрессорных труб и затрубным пространством, при этом насосно-компрессорные трубы оборудуют клапаном, расположенным над глубинным насосом выше динамического уровня жидкости, параллельно оси насосно-компрессорных труб, выполненным в форме цилиндрической клапанной коробки и запорного органа, изготовленного из материала, имеющего плотность меньше плотности откачиваемой нефти, причем верхнюю часть упомянутой коробки гидравлически сообщают с насосно-компрессорными трубами, а нижнюю - с затрубным пространством.

Недостатком предлагаемого способа является отбор нефти только с регулировкой по уровню жидкости без учета допустимых значений пластового давления и скорости всплывания, что может привести к выносу твердых фракций из пласта, приводящих к быстрому выходу из строя насосного оборудования, и отбору обводнившейся продукции пласта.

Наиболее близким является «Способ периодической эксплуатации малодебитных скважин глубинно-насосной установкой» (патент RU №2193648, МПК Е21В 43/00, опубл. 27.11.2002 Бюл. №33), заключающийся в чередовании циклов накопления жидкости и ее откачки из скважины, оборудованной зумпфом, при этом определяют минимально допустимое забойное давление и соответствующее ему затрубное давление с учетом величины допустимой депрессии на пласт, соответствующей максимально допустимой производительности скважины и условию сохранности пласта, в процессах накопления и откачки жидкости из скважины контролируют величину затрубного давления и при увеличении его значения в процессе накопления и уменьшении в процессе откачки соответственно стравливают газ из затрубного пространства или производят закачку газа в это пространство для поддержания затрубного давления на определенной отметке и восстановления в обоих случаях величины выбранной рабочей депрессии на пласт.

Недостатками данного способа является отбор нефти без учета скорости всплывания, что может привести отбору обводнившейся продукции пласта, приводящему к большим затратам на ее обезвоживание.

Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа, позволяющего отбирать из малодебитных и обводнившихся скважин малообводненную продукцию вскрытого пласта.

Эта задача решается способом эксплуатации малодебитных обводнившихся скважин глубинно-насосной установкой, включающим чередование циклов накопления жидкости и ее откачки из скважины с определением минимально допустимого забойного давления и соответствующего ему затрубного давления с учетом величины допустимой депрессии на пласт, соответствующей максимально допустимой производительности скважины и условию сохранности пласта, причем в процессах накопления и откачки жидкости из скважины, контролируют величину затрубного давления и при увеличении его значения в процессе накопления и уменьшении в процессе откачки, при этом цикл накопления предусматривает остановку насоса.

Новым является то, что пласт из скважины дополнительно вскрывают в районе кровли для обеспечения возможности дренирования скважинной отстойной нефти выше пластовой воды, определяют скорость всплывания капель нефти в скважинной жидкости с определением уровня водонефтяного контакта - ВНК в скважине, вход насоса располагают выше уровня ВНК, отбор продукции прекращают при снижении уровня нефти примерно до уровня входа насоса, причем по скорости всплывания капель нефти в скважинной жидкости определяют время отстоя нефти, которое принимают за время остановки насоса.

Новым также является то, что при изменении уровня ВНК в скважине более чем на 1 м вход насоса также соответственно перемещают.

Способ эксплуатации малодебитных обводнившихся скважин глубинно-насосной установкой включает вскрытие пласта в районе кровли с определением скорость вскрытия капель нефти в скважинной жидкости (определяют в лабораторных условиях) и определением уровня ВНК в скважине. Определение минимально допустимого забойного давления и соответствующего ему затрубного давления с учетом величины допустимой депрессии на пласт, соответствующей максимально допустимой производительности скважины и условию сохранности пласта. Вход скважинного насоса располагают выше уровня ВНК не менее чем на 1 м (для исключения засасывания скважинной жидкости вместе с отстоявшейся нефтью). Чередуют циклы накопления жидкости и ее откачки из скважины, контролируют величину затрубного давления и при увеличении его значения в процессе накопления и уменьшении в процессе откачки до величины такого значения депрессии, при котором пласт начинает «отдавать» высообводненную жидкость, для этого вход насоса оборудуют датчиками давления. При этом процесс откачки завершают при снижении уровня нефти примерно до уровня входа насоса. Обычно не доходя примерно 30-40 см, чтобы исключить захват воздуха насосом. Время работы определяется в зависимости от накопленной нефти и производительности насоса. Для обеспечения надежности на вход насоса может быть установлен газовый затвор, который при снижении уровня нефти в скважине ниже уровня входа насоса будет его запирать и отключать до повышения уровня нефти в скважине. Сигналы от датчиков давления и газового затвора по кабелю передаются на пульт управления приводом скважинного насоса. Периодически в зависимости от изменчивости свойств пласта (обычно раз в один или два месяца - определяется эмпирически) могут производить проверку уровня ВНК, при изменении на метр или более вверх, или вниз сторону, соответственно на такую же величину поднимают или опускают вход насоса для обеспечения максимального отбора практически безводной нефти насосом. Вскрытие пласта у кровли позволяет гравитационно отстоявшейся нефти, располагаемой выше пластовой воды и не затронутой «водным конусом» (образуемым при интенсивном отборе продукции из пласта), дренировать внутрь скважины. По скорости всплытия капель нефти в скважинной жидкости определяют время отстоя (время достаточное для скопления малообводненной нефти сверху уровня ВНК), которое принимается за время остановки насоса. Пример конкретного выполнения:

Технология была успешно испытана на скважине Ромашкинского месторождения, Алькеевской площади (скв. 5206) в августе 2016. Пластовое давление составляло 131 атм; дебит жидкости - 11 м³/сут; дебит нефти - 0,7 т/сут; обводненность - 93%; К_прод=0,09 м³/сут*атм; динамический уровень - 466 м, уровень ВНК - 1046 м; насос Н-44 был установлен на гл. 1205 м. Определили время накопления нефти выше уровня ВНК: составило 9,6 суток, выбрали с «запасом» 10 суток. Дополнительно вскрыли пласт в районе кровли, насос установили на уровень 1035 м и стали добывать в периодическим режиме, исключая снижение уровня скважинной жидкости ниже уровня входа насоса - до уровня 1037 м (на котором был установлен датчик уровня для аварийного отключения насоса). Работал насос в режиме отбора 3 суток, 10 суток - в режиме ожидания. После снижения уровня ВНК до 1067 м через 4 месяца насос опустили до 1055 м. Работал насос в режиме отбора 4 суток, 8 суток - в режиме ожидания. Через 6 месяцев уровень ВНК опустился до 1117 м, насос опустили до 1100 м, пласт начал «отдавать», позволяя работать насосу в постоянном режиме отбора.

В результате добыча нефти за июль 2016 года - 20 тонн, за август 2017-30 тонн. Дополнительная добыча (отчетные данные) составила 10 т/мес при средней обводненности 34%.

Предлагаемый способ эксплуатации малодебетных обводнившихся скважин глубинно-насосной установкой позволяет отбирать из малодебитных и обводнившихся скважин малообводненную продукцию вскрытого пласта.